Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Омской и Свердловской областей
Номер в ГРСИ РФ: | 67483-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
67483-17: Описание типа СИ | Скачать | 159.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Омской и Свердловской областей 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 | 67483-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Омской и Свердловской областей |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 065 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
67483-17: Описание типа СИ | Скачать | 159.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Омской и Свердловской областей 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 20 измерительных каналов (ИК).
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и 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 (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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется 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.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо УСПД, либо в ИВК.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ОАО «АТС» за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», а также в ОАО «СО ЕЭС» другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (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 приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) yCCB-16HVS, УССВ - 35HVS (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» 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 ± 1 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.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 2.
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».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Цент |
ра сбора данных ОАО «РЖД» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 3. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройств сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 19495-03, зав. № 001537, 001535).
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта —учета— |
Состав 1-го уровня |
КттКтн'Ксч |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Основная погрешность, (±6), % |
Погрешность в рабочих условиях, | ||||||
1 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
1 |
ПС "Мангут-тяговая" 110/10 кВ Ввод-1 ВЛ-110 кВ С-135 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
5027 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
4927 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
5014 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5060 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5090 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5150 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 |
01214158 | |||||||
2 |
ПС "Мангут-тяговая" 110/10 кВ Ввод-2 ВЛ-110 кВ С-135 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
4925 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
4926 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
5026 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5046 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5007 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5168 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01214147 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
3 |
ПС "Мангут-тяговая" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-1 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
17827 |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,4 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТОЛ-10-I |
17829 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1347 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01032813 | |||||||
4 |
ПС "Мангут-тяговая" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-2 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
7168 |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛМ-10 |
6806 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1335 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01031692 | |||||||
5 |
ПС "2546" 110/10 кВ Ввод-1 ВЛ-110 кВ С-135 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
5010 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
5030 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
5011 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5154 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5124 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5081 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 |
01214132 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
6 |
ПС "2546" 110/10 кВ Ввод-2 ВЛ-110 кВ С-135 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
5028 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
5029 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
5031 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5085 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5012 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4972 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01214159 | |||||||
7 |
ПС "2546" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-1 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
7017 |
3000 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛМ-10 |
9301 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1326 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01032822 | |||||||
8 |
ПС "2546" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-2 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
7022 |
3000 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛМ-10 |
6902 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1327 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01032798 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
9 |
ПС "2529" 110/10 кВ Ввод-1 ВЛ-110 кВ С-136 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
5025 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
5033 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
4924 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5163 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5133 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5151 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01214157 | |||||||
10 |
ПС "2529" 110/10 кВ Ввод-2 ВЛ-110 кВ С-136 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
5023 |
330000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
В |
ТГФМ-110 II* |
5013 | ||||||||
С |
ТГФМ-110 II* |
5012 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5102 | ||||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5049 | ||||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
5174 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01214143 | |||||||
11 |
ПС "2529" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-1 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10 |
16934 |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТВК-10 |
17394 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1351 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01032827 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
12 |
ПС "2529" 110/10 кВ, Ф.ПЭС-2 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10 |
22076 |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТВК-10 |
22112 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66У3 |
6061 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RL-B-3 |
01031676 | |||||||
13 |
ПС 110/35/6 кВ "Капралово" ("Ревда"), ВЛ-35 кВ Капралово -Космос-1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
525 |
14000 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТФНД-35М |
34 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № 912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 |
1510465 | ||||||
В |
ЗНОМ-35-65 |
1510457 | ||||||||
С |
ЗНОМ-35-65 |
1510463 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
ЕА05КА1.-В-3 |
01168431 | |||||||
14 |
ПС 110/35/6 кВ "Капралово" ("Ревда"), ВЛ-35 кВ Капралово -Космос-2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
38 |
14000 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТФНД-35М |
50 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № 912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 |
1510467 | ||||||
В |
ЗНОМ-35-65 |
1510455 | ||||||||
С |
ЗНОМ-35-65 |
1510459 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
ЕА05КА1.-В-3 |
01168402 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
15 |
ПС 110/35/6 кВ "Капралово" ("Ревда"), КЛ-6 кВ ПАТО-1 |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 600/5 № 30709-06 |
А |
ТЛП-10 |
11839 |
о о ci |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛП-10 |
11840 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
53 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 |
01168173 | |||||||
16 |
ПС 110/35/6 кВ "Капралово" ("Ревда"), КЛ-6 кВ ПАТО-2 |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 600/5 № 30709-06 |
А |
ТЛП-10 |
11841 |
о о ci |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛП-10 |
11843 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
3256 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 |
01168193 | |||||||
17 |
ПС 110/10 кВ "Гвоздика" ("Сысерть"), ф. Скважина 10 кВ |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 № 22192-07 |
А |
ТПЛ-10-М |
2666 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,9 3,0 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТПЛ-10-М |
2627 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
3460 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
808150026 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
18 |
ПС 110/10 кВ "Гвоздика" ("Сысерть"), ф. Бензоперекачка 10 кВ |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 № 22192-07 |
А |
ТПЛ-10-М |
2648 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,9 3,0 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТПЛ-10-М |
2645 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2060 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
808150121 | |||||||
19 |
ПС "Родник" ("Исток") 110/35/10 кВ, Ввод Т1 - 10 кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1500/5 № 30709-06 |
А |
ТЛП-10 |
13939 |
30000 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,2 2,1 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТЛП-10 |
13941 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
201 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RALX-P4GB- DW-4 |
1249948 | |||||||
20 |
ПС "Родник" ("Исток") 110/35/10 кВ, Ввод Т2 - 35 кВ |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 19720-05 |
А |
ТВ |
3382 |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,9 |
В |
- |
- | ||||||||
С |
ТВ |
4298 | ||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 № 912-07 |
А |
ЗНОМ-35-65 |
1089517 | ||||||
В |
ЗНОМ-35-65 |
1253915 | ||||||||
С |
ЗНОМ-35-65 |
1089097 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
112064069 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
2 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos<p = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
3 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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005, |
от +21 до +25 |
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1(5) до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -40 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
- для УСПД |
от +10 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
электросчетчики ЕвроАльфа: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
УССВ-16HVS, УССВ-35HVS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
1 |
2 |
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, |
45 |
сутки, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной |
45 |
за месяц, сутки ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
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 Омской и Свердловской областей 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.
аблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тит компонента |
Рег. № СИ |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 II* |
36672-08 |
18 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
15128-07 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
8913-82 |
4 |
Трансформаторы тока встроенные |
ТВ |
19720-05 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
3689-73 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
30709-06 |
6 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
18 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
831-69 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
10 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-07 |
3 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
10 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-06 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-11 |
1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
19495-03 |
2 |
Методика поверки |
МП 210-264-2016 |
_ |
1 |
Формуляр |
13526821.4611.065.ЭД.ФО |
_ |
1 |
Технорабочий проект |
13526821.4611.065.Т1.01 П4 |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 210-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Омской и Свердловской областей. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.03.2017 г.
Основные средства 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 ЕвроАЛЬФА (Рег. № 16666-97) - по методике
поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - в соответствии
с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г. и Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1 и счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 27524-04) в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппартно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, Рег № 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), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены эксплуатационной документации.
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.