УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «30» апреля 2021 г. №659
Регистрационный № 81672-21
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии и мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии и мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» (далее по тексту –
АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и
мощности, потребленной и переданной отдельными технологическими объектами, сбора,
обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии
с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим
итогом на начало расчетного периода (далее – результаты измерений), используемое для
формирования данных коммерческого учета;
формирование данных о состоянии средств измерений;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привя-
занных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в стандарт-
ной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
сбор и обработка данных от смежных АИИС КУЭ;
обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях
информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в
отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
обработку, формирование и передачу результатов измерений и данных о состоянии
средств измерений в ХML-формате по электронной почте удостоверенных электронной
подписью, организациям-участникам оптового рынка электрической энергии;
передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных
форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей
и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 11
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напря-
жения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии
в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме изме-
рений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, ТУ 4228-011-29056091-11,
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологи-
ческие и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в
таблицах 2 и 3.
2-й уровень – информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий в
себя:
сервер баз данных (далее – сервер БД) ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» с
программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР» и устройством синхронизации времени
УСВ-3;
сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» с программным обеспечением (ПО) «Альфа-
ЦЕНТР» и устройством синхронизации времени УСВ-3;
автоматизированные рабочие места (АРМ);
технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измери-
тельными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным
линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической
энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений
напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = U·I.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгно-
венных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений
мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S
2
– P
2
)
0,5
.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем
интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает
на входы сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» уровня ИВК. Сервер БД
ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» осуществляет сбор и обработку результатов измере-
ний, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накоплен-
ной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительная информация от сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» с
периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме передается на
сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в
виде xml-файлов установленного формата в рамках согласованного регламента.
Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (переда-
чу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электрической
энергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и с други-
ми АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспече-
нию единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе
АО «АТС», и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламен-
та. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электрической энергии
осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том
числе заверенных электронно-цифровой подписью.
Лист № 3
Всего листов 11
Серверы БД уровня ИВК по запросу обеспечивают возможность дистанционного
доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам
АИИС КУЭ.
Для обеспечения единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс
измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии
уровня ИИК, серверы БД уровня ИВК), предусмотрена система обеспечения единого времени
(СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное trial (день, месяц, год, час, минута, секун-
да), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компо-
нентах и уровнях системы.
Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации времени типа УСВ-3,
синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного
времени UTS(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС.
Серверы БД уровня ИВК АИИС КУЭ не реже одного раза в час синхронизируют свою
шкалу времени по сигналу, получаемому от УСВ-3, при превышении поправки часов серверов
БД уровня ИВК АИИС КУЭ относительно шкалы времени УСВ-3 более чем на 1 секунду;
Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» уровня ИВК не реже одного раза в
сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени
сервера БД превышает ± 2 с. происходит коррекция часов счетчиков.
Журналы событий счетчиков, сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» и
сервера БД АО «Атомэнергопромсбыт» отображают факты коррекции времени с обязательной
фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было
скорректировано устройство.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о
поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» применяется программное
обеспечение (ПО) АльфаЦЕНТР. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамерен-
ных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
1 2
Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова»
Идентификационное наименованиеamrserver.exe
ПО «АльфаЦЕНТР»amrc.exe
cdbora2.dll
encryptdll.dll
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) 4.24.0.0 и выше
ПО «АльфаЦЕНТР» 4.25.5.1 и выше
4.25.4.0 и выше
2.0.0.0 и выше
12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac_metrology.dll3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Лист № 4
Всего листов 11
Продолжение таблицы 1
12
Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт»
Идентификационное наименованиеamrserver.exe
ПО «АльфаЦЕНТР»amrc.exe
cdbora2.dll
encryptdll.dll
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) 4.24.0.0 и выше
ПО «АльфаЦЕНТР» 4.25.5.0 и выше
4.25.4.0 и выше
2.0.0.0 и выше
12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac_metrology.dll3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Лист № 5
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
Номер и
наименование
ИК
ТТ
ТН
Счетчик
Сервер БД ФГУП «НИТИ
им. А.П. Александрова»
Сервер БД АО
«Атомэнергопромсбыт»
Вид элек-
трической
энергии
1
ПС-169 110 кВ,
ЗРУ-I 6 кВ,
3c-6 кВ,
яч. 4
ТЛО-10
2000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 25433-11
НАМИТ-10
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
Активная
Реактивная
2
ПС-169 110 кВ,
ЗРУ-I 6 кВ,
1c-6 кВ,
яч. 1
ТЛО-10
2000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 25433-11
НАМИТ-10
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
12
3
4
78
Метрологические
характеристики ИК
Границы Границы
допускае- допускае-
мой ос-мой отно-
новной сительной
относи- погреш-
тельной ности в
погреш- рабочих
ности, %условиях,
%
910
56
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
Dell Inc. PowerEdge R540,
ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 51644-12
Dell Inc. PowerEdge R430,
ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 64242-16
±1,9±2,3
±2,9±4,3
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
Активная±1,9±2,3
Реактивная±2,9±4,3
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
3
ПС-169 110 кВ,
ЗРУ-I 6 кВ,
4c-6 кВ,
яч. 64
ТЛО-10
2000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 25433-11
НАМИТ-10
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
Dell Inc. PowerEdge R540, ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 51644-12
Dell Inc. PowerEdge R430, ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 64242-16
4
ПС-169 110 кВ,
ЗРУ-I 6 кВ,
2c-6 кВ,
яч. 67
ТЛО-10
2000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 25433-11
НАМИТ-10
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
12345678910
Активная±1,9±2,3
Реактивная±2,9±4,3
Активная±1,9±2,3
Реактивная±2,9±4,3
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
5
ПС-169 110 кВ,
ЗРУ-I 6 кВ,
3c-6 кВ,
яч. 10
ТЛМ-10
600/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 2473-05,
Рег. 48923-12
НАМИТ-10
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
Dell Inc. PowerEdge R540, ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 51644-12
Dell Inc. PowerEdge R430, ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 64242-16
6
Блок-станция
«Сосново-
борская»,
2СШ Г-3 10 кВ,
Г-3
ТПОЛ-10
1500/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 1261-02
НАМИТ-10
10000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 16687-07
A1805RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
Uном =3х57,7/100 В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ 31819.22-2012
ГОСТ 31819.23-2012
Рег. № 31857-11
12345678910
Активная±1,9±2,3
Реактивная±2,9±4,3
Активная±1,9±2,3
Реактивная±2,9±4,3
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
НКФ-110-57У1
110000/√3 /
100/
3
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 14205-94
Dell Inc. PowerEdge R540,
ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 51644-12
Dell Inc. PowerEdge R430,
ПО «АльфаЦЕНТР»;
УСВ-3, Рег. № 64242-16
Активная±1,5±1,6
Реактивная±2,1±2,6
НКФ-110-57У1
110000/√3 /
100/
3
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 14205-94
Активная±1,5±1,6
Реактивная±2,1±2,6
12345678910
A1802RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
ПС-551 110 кВ,TG 145-420Uном =3х57,7/100 В
ОРУ-110 кВ,300/5класс точности:
71с. 110 кВ,0,2по активной энергии - 0,2S
ОлСБ-1, ГОСТ 7746-2001 по реактивной энергии - 0,5
ввод Т-1 Рег. № 15651-96 ГОСТ 31819.22-2012
ТУ 4228-011-29056091-11
Рег. № 31857-11
A1802RALXQV-P4GB-DW-4
Iном (Iмакс) = 5 (10) А
ПС-551 110 кВ,TG 145-420Uном =3х57,7/100 В
ОРУ-110 кВ, 300/5 класс точности:
82с. 110 кВ,0,2по активной энергии - 0,2S
ОлСБ-2, ГОСТ 7746-2001 по реактивной энергии - 0,5
ввод Т-2 Рег. № 15651-96 ГОСТ 31819.22-2012
ТУ 4228-011-29056091-11
Рег. № 31857-11
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной
вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от I
ном
cos
= 0,8 инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСВ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно
с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Пределы абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC
(SU) ± 5 с.
Лист № 9
Всего листов 11
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Количество ИК
8
От 99 до 101
От 90 до 110
От 2 до 120
От 5 до 120
От 0,5 до 1,0
От 0,5 до 0,87
От 49,5 до 50,5
45
Наименование характеристики
Значение
От 2 до 120
От 5 до 120
0,9 инд.
От 49,8 до 50,2
От +20 до +25
От +5 до +35
От -30 до +35
От +5 до +35
От -30 до +35
От +15 до +25
120000
219000
219000
35000
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1 - 6
для ИК №№ 7, 8
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1 - 6
для ИК №№ 7, 8
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
ТТ,ТН
для ИК №№ 1 - 6
для ИК №№ 7, 8
счетчики
устройство синхронизации времени
сервер БД
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчиков Альфа А1800
трансформаторов тока
трансформаторов напряжения
устройство синхронизации времени
Глубина хранения информации:
счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность применяемых в системе компонентов:
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывов питания;
Лист № 10
Всего листов 11
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательных клеммных коробок;
сервер БД.
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии;
установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Наименование
Обозначение
Коли-
чество
АС_PЕ_20
1 шт.
АС_UE
1 шт.
Комплектность средства измерений
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Счетчики электрической энергии
НАМИТ-10
НКФ-110-57У1
ТЛО-10
ТЛМ-10
ТПОЛ-10
TG 145-420
Альфа А1800
5 шт.
6 шт.
12 шт.
3 шт.
3 шт.
6 шт.
8 шт.
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
2 шт.
Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Алексан-
trial» с ПО «АльфаЦЕНТР»
Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт»
с ПО «АльфаЦЕНТР»
Паспорт-формуляр
58317473.411711.2009-04.ПС
1 экз.
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства
измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе 58317473.411711.2009-04.МИ «Методика измерений электрической
энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измеритель-
ной коммерческого учета электрической энергии мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Алексан-
дрова». Свидетельство об аттестации № 14-RA.RU.311468-2020 от 27.11.2020 г., выданное
Обществом с ограниченной ответственностью «Оператор коммерческого учета», аттестат
аккредитации RA.RU.311468 от 21.06.2016 г.
Лист № 11
Всего листов 11
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизирован-
ной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и
мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
