Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Московской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 84390-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), 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 | 84390-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Московской области |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 180 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 84390-22: Описание типа СИ | Скачать | 326 КБ | |
| 84390-22: Методика поверки | Скачать | 7.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), 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.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД» и ПАО «Россети Московский регион»;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервер Центр сбора данных ПАО «Россети Московский регион» на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основной сервер ОАО «РЖД» создан на базе ПО «ГОРИЗОНТ» и построен на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere. Резервный сервер ОАО «РЖД» создан на базе ПО «Энергия Альфа 2».
Сервер ОАО «РЖД» единомоментно работает либо в основном канале, либо в резервном.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» создан на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», построен на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 1-12 при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД ПАО «Россети Московский регион», где осуществляется формирование и хранение измерительной информации.
Далее по основному каналу связи, данные с УСПД ПАО «Россети Московский регион» передаются на сервер ПАО «Россети Московский регион», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Передача информации об энергопотреблении от сервера ПАО «Россети Московский регион» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 13-14 при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД ОАО «РЖД» (основные типа ЭКОМ-3000 и резервные типа RTU-327), где осуществляется формирование и хранение информации. УСПД ОАО «РЖД» единомоментно работает либо в основном канале, либо в резервном.
Далее по основному каналу связи данные с УСПД ОАО «РЖД» передаются на сервер ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Передача информации об энергопотреблении от сервера ОАО «РЖД» 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 80020, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером 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 80020, 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 допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 5. СОЕВ включает в себя сервер синхронизации времени ССВ-1Г, устройства синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, часы серверов ОАО «РЖД», часы сервера ПАО «Россети Московский регион», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков. Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, серверы точного времени Метроном-50М, устройства синхронизации времени УСВ-3 осуществляют прием и обработку сигналов времени, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера не более ±1 с (параметр программируемый).
Основной сервер ОАО «РЖД» оснащен сервером синхронизации времени ССВ-1Г. Периодичность сравнения показаний часов между основным сервером ОАО «РЖД» и ССВ-1Г осуществляется посредством ntp-сервера не реже 1 раза в сутки. Резервным источником сигналов точного времени является УСВ-3. Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Резервный сервер ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Сервер центра сбора данных ПАО «Россети Московский регион» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Основные и резервные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от сервера ОАО «РЖД» (основного либо резервного). Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
УСПД ПАО «Россети Московский регион» синхронизируются от сервера Центра сбора данных ПАО «Россети Московский регион». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики ИК №№ 1-12 синхронизируются от УСПД ПАО «Россети Московский
регион». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики ИК №№ 13-14 синхронизируются от УСПД (основных и резервных)
ОАО «РЖД». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в формуляр АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1 - 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
|
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 «АльфаЦЕНТР»
|
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 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «ГОРИЗОНТ»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«ГОРИЗОНТ» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.13 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
54 b0 a6 5f cd d6 b7 13 b2 0f ff 43 65 5d a8 1b |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2», ПО «ГОРИЗОНТ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «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 4 - 6.
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
ИВКЭ |
УССВ | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
ПС 110 кВ Подольск, РУ 6 кВ, КЛ-1,2 6 кВ Ф.24 |
Kt=0,2S |
А |
ТОЛ-НТЗ | ||||
|
II |
Ktt=1500/5 |
В |
ТОЛ-НТЗ | ||||
|
№69606-17 |
С |
ТОЛ-НТЗ | |||||
|
ТН |
Кт=0,5 |
А | |||||
|
1 |
Kth=6000/100 |
В |
НТМИ-6-66 | ||||
|
№2611-70 |
С |
RTU-327L Рег. № 41907-09 | |||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 | ||||||
|
Ксч=1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | ||||||
|
№36697-17 |
RTU-325 |
УСВ-3 | |||||
|
ПС 110 кВ Подольск, РУ 6 кВ, КЛ-1,2 6 кВ Ф.26 |
Kt=0,2S |
А |
ТОЛ-НТЗ |
Рег. № 37288-08 |
Рег. № 51644-12 | ||
|
II |
Ktt=1500/5 |
В |
ТОЛ-НТЗ | ||||
|
№69606-17 |
С |
ТОЛ-НТЗ |
RTU-325L | ||||
|
ТН |
Kt=0,5 |
А |
Рег. № 37288-08 | ||||
|
2 |
Kth=6000/100 |
В |
НТМИ-6-66 | ||||
|
№2611-70 |
С | ||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
3 |
ПС 220 кВ Гулево, РУ 6 кВ, КЛ-1 6 кВ Ф.17В (Ф.17 каб.1) |
II |
Кт=0,5 Ktt=800/5 №47958-16 |
А |
ТПОЛ |
RTU-327L Рег. № 41907-09 RTU-325 Рег. № 37288-08 RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-6 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 | |||||
|
4 |
ПС 220 кВ Гулево, РУ 6 кВ, КЛ-2 6 кВ Ф.17 (Ф.17 каб.2) |
II |
Кт=0,5 Ktt=800/5 №47958-16 |
А |
ТПОЛ | ||
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-6 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 | |||||
|
5 |
ПС 110 кВ Сидорово Ф-9 10 кВ К Л-10 кВ Михнево-Сидорово-1 |
II |
Kt=0,2S Ktt=1500/5 №47958-16 |
А |
ТПОЛ | ||
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ | ||||||
|
ТН |
Kt=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №31857-11 |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
ПС 110 кВ Сидорово Ф-20 10 кВ КЛ-10 кВ Михнево-Сидорово-2 |
Kt=0,2S |
А |
ТПОЛ | ||||
|
II |
Ктт=1500/5 |
В |
- | ||||
|
№47958-11 |
С |
ТПОЛ | |||||
|
6 |
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 |
А В |
НТМИ-10 | |||
|
№831-53 |
С | ||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 | ||||||
|
Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | ||||||
|
ПС 110 кВ Серпухов, РУ 6 кВ, Ф.34 |
Кт=0,5 |
А |
ТПОФ |
RTU-327L | |||
|
II |
Ктт=1000/5 |
В |
- | ||||
|
№518-50 |
С |
ТПОФ |
Рег. № 41907-09 | ||||
|
7 |
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-6 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 | |
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 | ||||
|
ПС 110 кВ Серпухов, РУ 6 кВ, Ф.32 каб.1 |
Кт=0,5 |
А |
ТПОФ | ||||
|
II |
Ктт=1000/5 |
В |
- | ||||
|
№518-50 |
С |
ТПОФ | |||||
|
8 |
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 |
А В |
НТМИ-6 | |||
|
№831-53 |
С | ||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
9 |
ПС 110 кВ Серпухов, РУ 6 кВ, Ф.32 каб.2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 №47958-11 |
А |
ТПОЛ |
RTU-327L Рег. № 41907-09 RTU-325 Рег. № 37288-08 RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-6 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
|
10 |
ПС 110 кВ Серпухов, РУ 6 кВ, Ф.30 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №518-50 |
А |
ТПОФ | ||
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОФ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-6 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
|
11 |
ПС 110 кВ Лопасня, РУ 6 кВ, КЛ-1 6 кВ Ф.24, КЛ-2 6 кВ Ф.24 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №518-50 |
А |
ТПОФ | ||
|
В |
ТПОФ | ||||||
|
С |
ТПОФ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,2 Ктн=6000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Лопасня, РУ 6 кВ, КЛ-1 6 кВ Ф.25, КЛ-2 6 кВ Ф.25 |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 №518-50 |
А |
ТПОФ |
RTU-327L Рег. № 41907-09 RTU-325 Рег. № 37288-08 RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
В |
ТПОФ | ||||||
|
С |
ТПОФ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,2 Ктн=6000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
|
13 |
ПС 35 кВ Салтыковская -тяговая, РУ 35 кВ, Ввод Восточный 35 кВ |
II |
Kt=0,2S Ktt=750/5 №69606-17 |
А |
ТОЛ-НТЗ |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
|
В |
ТОЛ-НТЗ | ||||||
|
С |
ТОЛ-НТЗ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,2 Ктн=35000/100 №70747-18 |
А В С |
НАЛИ-НТЗ | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-20 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
|
14 |
ПС 35 кВ Салтыковская-тяговая, РУ 35 кВ, Ввод Западный 35 кВ |
II |
Kt=0,2S Ktt=750/5 №69606-17 |
А |
ТОЛ-НТЗ | ||
|
В |
ТОЛ-НТЗ | ||||||
|
С |
ТОЛ-НТЗ | ||||||
|
ТН |
Кт=0,2 Ктн=35000/100 №70747-18 |
А В С |
НАЛИ-НТЗ | ||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-20 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
Примечания:
1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 5 метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
4 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 5 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1, 2, 5 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 3,5 |
|
3, 4, 7-10 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
|
6 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,1 |
|
11, 12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,4 |
|
13, 14 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,0 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. | |||
Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °C: | |
|
- для счетчиков активной энергии: | |
|
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: | |
|
ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005, | |
|
ТУ 4228-011-29056091-11 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд до 0,8емк |
|
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -40 до +35 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +55 |
|
- для УСПД RTU-327 |
от 0 до +75 |
|
- для УСПД RTU-327L |
от -20 до +50 |
|
- для УСПД RTU-325 |
от -10 до +60 |
|
- для УСПД RTU-325L |
от -10 до +55 |
|
- для УСПД ЭКОМ-3000 |
от 0 до +40 |
|
- для УСВ-3 |
от -25 до +60 |
|
- для Метроном-50М |
от +15 до +30 |
|
- для ССВ-1Г |
от +5 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
УСПД RTU-327: | |
|
- наработка на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
- время восстановления, ч, не более |
24 |
|
УСПД RTU-327L: | |
|
- наработка на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- время восстановления, ч, не более |
24 |
|
УСПД RTU-325, RTU-325L: | |
|
- наработка на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- время восстановления, ч, не более |
24 |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
|
УСПД ЭКОМ-3000: - наработка на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- время восстановления, ч, не более |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации ИИК: - счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
ИВКЭ: - 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;
- серверов;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- установка пароля на счетчики электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на серверы.
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 7.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПОЛ |
10 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАЛИ-НТЗ |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
4 шт. |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327L |
3 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
2 шт. |
|
Серверы точного времени |
Метроном-50М |
2 шт. |
|
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
|
Формуляр |
13526821.4611.180.ЭД.ФО |
1 экз. |
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 Московской области», аттестованном ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 01.06.2017 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
Смотрите также
