Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Самарской области
Номер в ГРСИ РФ: | 64516-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64516-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Самарской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 057 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
64516-16: Описание типа СИ | Скачать | 138.1 КБ | |
64516-16: Методика поверки | Скачать | 898.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 15 измерительных каналов (далее - ИК)
Измерительные каналы № 1-10 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР»;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», yCCB-16HVS, yCCB-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации.
Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Измерительные каналы № 11-14 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - представляет собой устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 со встроенным модулем синхронизации времени GPS.
3-й уровень - представляет собой - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP ProLiant DL380G7; систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-3, программное обеспечение ПО ПТК «Энергосфера»-многопользовательская (далее-ПО).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема- передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Данные об энергопотреблении с УСПД ЭКОМ - 3000 (основной канал) на сервер ОАО «МРСК Волги» осуществляются по интерфейсу Ethernet в общей корпоративной сети передачи данных ОАО «МРСК Волги».
Далее, результаты измерений в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов .
Измерительный канал № 15 состоит из двух уровней АИИС КУЭ:
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL180 G6 ОАО «Самаранефтегаз» с установленным серверным программным обеспечением ПО "Энергосфера", устройство синхронизации времени УСВ-2, а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Сервер ИВК автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).
Счетчики подключены к измерительным трансформаторам через испытательные коробки, обеспечивающие замену электросчетчика и подключение образцового счетчика без отключения присоединения.
Измерительная информация на вышестоящий уровень передается с помощью GSM-сети, либо через локальную вычислительную сеть (ЛВС) предприятия с последующим выходом в интернет.
В сервере ИВК осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу ИВК устройствам. В сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на HDD-диске.
Далее, результаты измерений в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ОАО «АТС» за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», а также в ОАО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-2, УСВ-3, приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-16HVS, УССВ - 35HVS (далее - УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСВ-2, УСВ-3, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ОАО «МРСК Волги» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера ИВК ОАО «Самаранефтегаз» и УСВ-2 происходит ежесекундно. Ход часов сервера ИВК не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Корректировка часов севера ОАО «МРСК Волги» выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. На уровне ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмника, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», ПО «Энергосфера» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», ПО «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
enalpha.exe |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИВК ОАО «МРСК Волги»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Другие идентификационные данные, если имеются |
pso_ metr.dll |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО ИВК ОАО «Самаранефтегаз»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
e88196441b2490f0d90def2f0cc8cb12 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
PSO.exe |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 6, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в Таблице 4.
Таблица 6 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
№ ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ТПС "Кинель" 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 9 - 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 200/5 Зав. № 10674 Зав. № 10670 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1001 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0808135172 |
RTU-327 Зав. №000785, 001527 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 3,5 |
2 |
ТПС "Кинель" 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 10 - 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 200/5 Зав. № 11423 Зав. № 11687 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1013 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0808135136 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 3,5 | |
3 |
ТПС "ПАЗ" (Обшаровка) 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ, яч.5, ф. 2 - 10 кВ |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 45246 Зав. № 33253 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5042 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118599 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 | |
4 |
ТПС "Рачейка" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, яч.20, ф. 10 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 150/5 Зав. № 7587 Зав. № 7586 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 6786 Зав. № 5800 Зав. № 6867 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118351 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
5 |
ТПС "Рачейка" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, яч.6, ф .6 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Зав. № 7434 Зав. № 10199 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 5274 Зав. № 5446 Зав. № 5571 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118657 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
Продолжение таблицы 6
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
ТПС Рачейка 110/35/10 кВ, СШ 35 кВ, ЛЭП 35 кВ Рачейка-Елшанка; |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 50142 Зав. № 56292 Зав. № 889 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 64 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 103067198 |
RTU-327 Зав. №000785, 001527 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
7 |
ТПС Рачейка 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, яч.17, ф.7 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Зав. № 10195 Зав. № 7578 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 6786 Зав. № 5800 Зав. № 6867 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 103063163 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
8 |
ТПС 110/35/10 кВ Жихаревка, РУ-10 кВ, 2 СШ, яч.15, ф.6 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 12915 Зав. № 12914 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 6787 Зав. № 7107 Зав. № 6792 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 103063043 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
9 |
ПС "РНС" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, яч.№4 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 15384 Зав. № 15399 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1283 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 611129937 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 | |
10 |
ПС "РНС" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ, яч.№32 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 15688 Зав. № 10725 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 288 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 611129933 |
Актив-ная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 | |
11 |
ПС "Винтай-1" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 17 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 40719 Зав. № 40699 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7336 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0803111872 |
ЭКОМ-3000 Зав. №10124083 |
Актив-ная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
Продолжение таблицы 6
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ПС "Винтай-1" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 7 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 40694 Зав. № 40695 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1424 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0803111392 |
ЭКОМ-3000 Зав. №10124083 |
Актив-ная Реак-тивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
13 |
ПС "Город-1" 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, КЛ-110 кВ Южная-1 |
ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 15234 Зав. № 15235 Зав. № 15233 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 964 Зав. № 1015 Зав. № 1081 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811090588 |
ЭКОМ-3000 Зав. №11135164 |
Актив-ная Реак-тивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
14 |
ПС "Город-1" 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, КЛ-110 кВ Южная-2 |
ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 15237 Зав. № 15232 Зав. № 15236 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 981 Зав. № 975 Зав. № 1093 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811091671 |
Актив-ная Реак-тивная |
1,1 2,3 |
5,5 3,9 | |
15 |
ПС Восточная 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч.№26 6 кВ |
ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 5811 Зав. № 5813 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 664 |
СЭТ-4ТМ.02М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0802100074 |
- |
Актив-ная Реак-тивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- параметры сети: напряжение от 0,99^ин до 1,01-UH; ток от 1,0^1н до 1,2-1н; cos9 = 0,87 инд.; частота (50±0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-05, ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-UH1 до 1,1-UH1; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05)^1н1 до 1,2^н1; коэффициент мощности cosф ^пф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9/Лн2 до 1,1/Лн2; диапазон силы вторичного тока от 0,0IJll2 до 1,2- 1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счетчиков от минус 40 до плюс 55°С;
- относительная влажность воздуха для счетчиков не более 95 % при 30°С;
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха для RTU-327 от плюс 1°С до плюс 50°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
- напряжение питающей сети 0,9/ином до 1,1 •ином;
- сила тока от 0,01(0,05)-!ном до 1,2^ном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
- yCCB-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тит компонента |
Рег. № СИ |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10-2 |
2473-05 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-110Б |
24811-03 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-08 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
3690-73 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
16687-07 |
1 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
5 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06-10 У3 |
3344-04 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
19813-05 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EA05RL-P1B-3 |
16666-97 |
3 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М |
36697-08 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
27779-04 |
2 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-14 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Сервер ИВК |
HP ProLiant DL380G7 |
- |
1 |
Сервер ИВК |
HP Proliant DL180 G6 |
- |
1 |
Наименование компонента |
Тит компонента |
Рег. № СИ |
Количество |
Сервер ИВК |
HP ML-570 |
- |
2 |
Сервер ИВК |
HP ProLiant BL460c G7 |
- |
2 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр 13526821.4611.057.ЭД.ФО |
_ |
_ |
1 |
Технорабочий проект 13526821.4611.057.Т1.01 П4 |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64516-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области. Методика поверки», утвержденному 10 мая 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии АЛЬФА (Госреестр № 14555-02) - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методики поверки» с помощью установок МК6800, МК6801 или аналогичного оборужования с классом точности не хуже 0,05;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02.2 и СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №20175-01) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1*, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.087 РЭ**. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр №27524-04) -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр №27779-04) -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 20 апреля 2014 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ.237.00.001И2», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.057.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.