Приложение № 7
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2334
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нестле»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нестле» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки,
хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации
времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру,
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав
доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной
информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
формирование отчетных документов.
2
Дополнительно сервер может принимать измерительную информацию в виде
xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в
Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам
оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
использованием электронной цифровой подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в
другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов
установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени,
синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с
национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется один раз в сутки.
Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ
на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется один раз в сут-
ки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков
с
часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР»
от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов
фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с
помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует
уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть
ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5
±5 с
3
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но-
ИК
мерСервер
Метрологические
ТТТНСчетчикУСВ
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
УСВ-3
DL180
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
Денисово600/5
Фазы: АВС
УХЛ2ПСЧ-
10000/100Кл.т. 0,5S/1,0
Фазы А; В; Сная
Измерительные компоненты
характеристики ИК
Вид Границы до-Границы до-
Наименованиеэлектри- пускаемой ос- пускаемой от-
точки измерений ческойновной отно-носительной
энергии сительной по- погрешности в
грешностирабочих усло-
(±δ), %виях (±δ), %
ТЛО-10ЗНОЛП-ЭК-10Актив-
Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ная1,33,3
1РП 10 кВ, яч.51000/5 10000/√3/100/√3
Рег. № 25433-11 Рег. № 47583-11Реактив-2,55,6
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С ная
ТЛО-10ЗНОЛП-ЭК-10Актив-
Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ная1,33,3
2РП 10 кВ, яч.261000/5 10000/√3/100/√3
Рег. № 25433-11 Рег. № 47583-11Реактив-2,55,6
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С
HPE
ная
ТОЛ-НТЗ-10
НАМ
И
-10
-
95
Рег. №
ProLiant
Актив-
3
ПС 110/10 кВ Кл.т. 0,5S
Кл.т. 0,5 4ТМ.05МК.00
64242-16
G
e
n10
ная 1,3
3,3 РУ-10 кВ, яч. 9 Рег. №
:
69606-17
Рег. № 20186-05 Рег. № 64450-16
Реактив- 2,5 5,6
Денисово600/5
Фазы: АВС
УХЛ2ПСЧ-
10000/100Кл.т. 0,5S/1,0
Фазы А; В; Сная
ТОЛ-НТЗ-10
НАМ
И
-10
-
95
Актив-
4
ПС 110/10 кВ Кл.т. 0,5S
Кл.т. 0,5 4ТМ.05МК.00.01
ная 1,3 3,3
РУ-10 кВ, яч. 10 Рег. №
:
69606-17
Рег. № 20186-05 Рег. № 46634-11
Реактив- 2,5 5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы
времени UTC(SU)
4
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от I
ном
; cos
= 0,8инд.
4Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа,
а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового
идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК 4
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uномот 95 до 105
ток, % от Iном от 1 до 120
коэффициент мощности cosφ 0,9
частота, Гц от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °Сот +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном от 90 до 110
коэффициент мощности cosφ от 1 до 120
частота, Гц от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °Сот 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, от -45 до +40
°С от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее165000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее113
при отключении питания, лет, не менее 40
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
5
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
КУЭ и на
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
12
Трансформаторы тока ТЛО-10
Трансформаторы тока ТОЛ-НТЗ-10
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-ЭК-10
Количество,
шт./экз.
3
6
6
6
6
Продолжение таблицы 4
1
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
3
2
4
1
Сервер
1
Методика поверки
Формуляр
2
НАМИ-10-95 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05МК
УСВ-3
HPE ProLiant DL180
Gen10
МП ЭПР-293-2020
ЭНПР.411711.046.ФО
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-293-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Нестле». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 09.10.2020 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18, 64450-16) – по документу
ИЛГШ.411152.167РЭ1«Счетчикэлектрическойэнергиимногофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
счетчиковПСЧ-4ТМ.05МК(рег.№46634-11)–подокументу
ИЛГШ.411152.167РЭ1«Счетчикэлектрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г.;
УСВ-3 – по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации време-
ни УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 37328-15);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ООО «Нестле», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации
№ RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Нестле»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
7
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
ИНН 5024145974
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.