Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Калининградской области
Номер в ГРСИ РФ: | 73940-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 | 73940-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Калининградской области |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 117 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
73940-19: Описание типа СИ | Скачать | 137.5 КБ | |
73940-19: Методика поверки МП-312235-041-2018 | Скачать | 9.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 22 измерительных каналов (ИК).
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый 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;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «Энергия Альфа 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», УССВ-16HVS, УССВ-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 основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. 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 в УСПД, либо в ИВК.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах 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 с погрешностью не более величины, указанной в таблице 3. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) yCCB-16HVS, yCCB-35HVS. В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен приемником сигналов точного времени yCCB-16HVS. Резервным источником сигналов точного времени служит NTP-сервер (первого уровня). Периодичность сравнения показаний часов настраивается с учетом обеспечения общей погрешности синхронизации АИИС КУЭ не более величины, указанной в таблице 3.
Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Периодичность сравнения показаний часов настраивается с учетом обеспечения общей погрешности синхронизации АИИС КУЭ не более величины, указанной в таблице 3.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД.
Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ (ИВК, УСПД, счетчика) происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени компонентов АИИС КУЭ настраивается с учетом обеспечения общей погрешности синхронизации АИИС КУЭ не более величины, указанной в таблице 3.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия Альфа 2», 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 2».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»_______
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
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 сервера 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 2 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 4.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Ктт •Ктн •Ксч |
Вид энергии |
Метроло характе |
гические ристики | ||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД |
Основная погрешность, (±6), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±6), % | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
1 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ввод-1 от Т-1 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о о ci |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
2 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ввод-2 от Т-2 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
о о о о ci |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
3 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф.ПЭ-1 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
1000 |
Активная |
1,0 |
5,6 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 | ||||||||
4 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф.ПЭ-2 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 | ||||||||
5 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-03 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
о о о |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
6 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-05 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 400/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о 00 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
7 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-07 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 400/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
о о о 00 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
8 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-04 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
9 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-06 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 400/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о 00 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
10 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-08 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
о о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
11 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-01 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
о о о |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
12 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-02 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66У3 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
13 |
ПС-0-29 (ПС Чкаловская-тяговая) Ф-29-11 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 50/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 |
1000 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,6 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
А |
НАМИ-10 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 | ||||||||
14 |
ПС Муромская-тяговая Ввод-1 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
о о о |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТОЛ-10-I | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
15 |
ПС Муромская-тяговая Ввод-2 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | ||||||||
16 |
ПС Муромская-тяговая Ф.ПЭ-1 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 | ||||||||
17 |
ПС Муромская-тяговая Ф.ПЭ-2 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 22192-07 |
А |
ТПЛ-10-М |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТПЛ-10-М | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
18 |
ПС Пионерская-тяговая Ввод-1 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 15128-03 |
А |
ТОЛ 10-I |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
В |
- | |||||||||
С |
ТОЛ 10-I | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | ||||||||
19 |
ПС Пионерская-тяговая Ввод-2 10кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | ||||||||
20 |
ПС Пионерская-тяговая Ф.ПЭ-1 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
21 |
ПС Пионерская-тяговая Ф.ПЭ-2 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 | ||||||||
22 |
ПС Пионерская-тяговая Ф.ПЭ-3 10кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 50/5 № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
1000 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
В |
- | |||||||||
С |
ТЛМ-10 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
В | ||||||||||
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/-Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05L-B-3 |
Пределы допускаемо погрешности СОЕВ, с ±5
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 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- сила тока, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
0,87 |
температура окружающей среды, °C - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- сила тока, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
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 +70 |
- для УСПД |
от +1 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики ЕвроАЛЬФА: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
УССВ-16HVS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
44000 |
УССВ-35HVS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
26 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
4 шт. |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
22 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
1 |
2 |
3 |
Методика поверки |
МП-312235-041-2018 |
1 экз. |
Формуляр |
13526821.4611.117.ЭД.ФО |
1 экз. |
Технорабочий проект |
13526821.4611.117.Т1.01 П4 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-041-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах в границах Калининградской области. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 28.11.2018 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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 - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
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 в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской области», аттестованном ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
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