Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Томской области
Номер в ГРСИ РФ: | 85150-22 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Томской 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) и к шкале всемирного координированного времени UTC, 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 | 85150-22 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Томской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 212 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва
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 | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
85150-22: Описание типа СИ | Скачать | 376.1 КБ | |
85150-22: Методика поверки | Скачать | 11.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Томской 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) и к шкале всемирного координированного времени UTC, 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 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 электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД» (основные и /или резервные) и УСПД ПАО «ФСК ЕЭС»;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает серверы ОАО «РЖД» (основной и/или резервный), ПАО «ФСК ЕЭС», ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.
Основной сервер ОАО «РЖД» создан на базе программного обеспечения (ПО) «ГОРИЗОНТ», 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.
Сервер ПАО «ФСК ЕЭС» создан на базе СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
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 измерительных каналов (ИК) №№ 1 - 28 при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД ОАО «РЖД» (основные типа ЭКОМ-3000 и /или резервные типа RTU-327), где осуществляется формирование и хранение информации. УСПД ОАО «РЖД» единомоментно работает либо в основном канале, либо в резервном. Допускается опрос счетчиков любым УСПД ОАО «РЖД» в составе АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса.
Далее по основному каналу связи данные с УСПД ОАО «РЖД» передаются на сервер ОАО «РЖД» (основной и/или резервный), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №29, №30 по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД ПАО «ФСК ЕЭС», где осуществляется формирование и хранение информации. Далее по выделенному каналу связи (основной канал) данные с УСПД передаются на сервер ПАО «ФСК ЕЭС», где осуществляется оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос выполняется по резервному каналу. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Не реже одного раза в сутки сервер ПАО «ФСК ЕЭС» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде макетов XML формата 80020, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ, и передает его на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
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 6.
СОЕВ включает в себя сервер синхронизации времени ССВ-1Г, устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, СТВ-01 или РСТВ-01-01, часы серверов, УСПД и счётчиков.
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, серверы точного времени Метроном-50М, устройство синхронизации времени УСВ-3, СТВ-01 или РСТВ-01-01 осуществляют приём 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 типа Метроном-50М (основного и резервного). 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 равна
±1 с (параметр программируемый).
Основной сервер ОАО «РЖД» оснащен УССВ типа 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 устройством коррекции времени может быть 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 УССВ типа 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).
Основные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от ССВ-1Г посредством ntp-сервера. 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).
Резервные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от резервного сервера ОАО «РЖД». 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 №№ 1-28 синхронизируются от УСПД (основных и/или 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).
В случае использования резервного канала связи стандарта GSM, счетчики ИК №№ 1 - 28 синхронизируются от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи «счетчик - сервер». 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 ±3 с (параметр программируемый).
Сервер ПАО «ФСК ЕЭС» оснащен УССВ на базе сервера точного времени СТВ-01 или радиосервера точного времени РСТВ-01-01. Периодичность сравнения показаний часов сервера и УССВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера происходит при превышении уставки коррекции времени, которая настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
УСПД ПАО «ФСК ЕЭС» синхронизируются от сервера ПАО «ФСК ЕЭС». Периодичность сравнения показаний часов сервера и УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД происходит при превышении уставки коррекции времени, которая настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счётчики ИК №29, №30 синхронизируются от УСПД ПАО «ФСК ЕЭС». Сравнение показаний часов счётчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи. Корректировка часов счётчиков происходит при превышении уставки коррекции времени, которая 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 -4.
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 «ГОРИ |
[ЗОНТ» |
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 |
Таблица 4 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4 |
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43 C05945AF7A39C9EBFD218 |
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», СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) 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 5 - 7.
Таблица 5 - 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, Рег. № СИ |
Обозначение, тип |
ИВКЭ |
УССВ | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
1 |
ПС 110 кВ Межениновка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Межениновка-Сураново (С-12) |
II |
Kt=0,2S Ктт=300/1 №36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
ТГФМ-110 II* | ||||||
С |
ТГФМ-110 II* | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/110/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-06 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
2 |
ПС 110 кВ Межениновка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Предтеченск-Межениновка (С-11) |
II |
Kt=0,2S Ктт=300/1 №36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* | ||
В |
ТГФМ-110 II* | ||||||
С |
ТГФМ-110 II* | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/110/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-06 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
3 |
ПС 110 кВ Межениновка, РУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ ф. 35-17 |
II |
Кт=0,5 Ктт=300/5 № 26417-04 |
А |
ТФЗМ 35А-У1 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТФЗМ 35А-У1 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн 350С)С)/\3/11С)/\3 №912-54, 912-70 |
А |
ЗНОМ-35 | ||||
В |
ЗНОМ-35 | ||||||
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
Счетчик |
Ki=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
4 |
ПС 110 кВ Межениновка, РУ-10 кВ ф. 1 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Ki=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
5 |
ПС 110 кВ Межениновка, РУ-10 кВ ф. 2 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Ki=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
6 |
ПС 110 кВ Межениновка, РУ-10 кВ ф. 3 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
7 |
ПС 110 кВ Межениновка, РУ-10 кВ ф. 5 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
8 |
ПС 110 кВ Предтеченск, ОРУ-110 кВ ВЛ 110 кВ Зональная-Предтеченск (С-86) |
II |
Kt=0,2S Ктт=300/1 №36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* | ||
В |
ТГФМ-110 II* | ||||||
С |
ТГФМ-110 II* | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/110/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-06 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
9 |
ПС 110 кВ Предтеченск, ОРУ-110 кВ ВЛ 110 кВ Предтеченск-Межениновка (С-11) |
II |
Kt=0,2S Ктт=300/1 №36672-08 |
А |
ТГФМ-110 II* |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-ЗООО Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
ТГФМ-110 II* | ||||||
С |
ТГФМ-110 II* | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/110/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-06 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
10 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 1 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 № 2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
11 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 2 ПЭ |
II |
Kt=0,2S Ктт=100/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №16666-07 |
EA02RALX-P3B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
12 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 3 |
II |
Kt=0,2S Ktt=150/5 № 25433-07 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
13 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 4 |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
14 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ, ф. 5 |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
15 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 6 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
16 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. ПР-7 "Томскснаб" |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/5 № 25433-07 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
17 |
ПС 110 кВ Предтеченск, РУ-10 кВ ф. 9 |
II |
Кт=0,5 Ktt=200/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
18 |
ПС 35 кВ Томск-2, ОРУ-35 кВ ф. 35-71 |
II |
Kt=0,2S Ктт=300/5 №52619-13 |
А |
ТВГ-УЭТМ |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
ТВГ-УЭТМ | ||||||
С |
ТВГ-УЭТМ | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/100 №912-54 |
А |
ЗНОМ-35 | ||||
В |
ЗНОМ-35 | ||||||
С |
ЗНОМ-35 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
19 |
ПС 35 кВ Томск-2, ОРУ-35 кВ ф. 35-72 |
II |
Kt=0,2S Ktt=300/5 №52619-13 |
А |
ТВГ-УЭТМ | ||
В |
ТВГ-УЭТМ | ||||||
С |
ТВГ-УЭТМ | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/100 №912-54 |
А |
ЗНОМ-35 | ||||
В |
ЗНОМ-35 | ||||||
С |
ЗНОМ-35 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
20 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ-10кВ, ф. 1 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
7 | ||
21 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ-10кВ, ф. 2 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
22 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ-10кВ, ф. 3 ПЭ |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
23 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 4 |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
24 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 5 |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
25 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 6 |
II |
Кт=0,5 Ктт=400/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 16666-97 |
EA05RL-P1B-4 | |||||
26 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 7 |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RL-P1B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
27 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 8 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
28 |
ПС 35 кВ Томск-2, РУ- 10кВ, ф. 9 |
II |
Кт=0,5 Ктт=400/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А |
НТМИ-10 | ||||
В | |||||||
С | |||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-P1B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
29 |
ПС 220 кВ Восточная, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Восточная - Томск-2 с отпайкой (на РОЛТОМ) (3524) |
II |
Kt=0,5S Ктт=400/5 №59982-15 |
А |
ТГМ |
RTU-325Т Рег. № 44626-10 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 СТВ-01 Рег. № 49933-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТГМ | ||||||
С |
ТГМ | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн 35С)С)С)/\3/11С)/\3 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
30 |
ПС 220 кВ Восточная, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Восточная - Томск-2 с отпайкой (на РОЛТОМ) (3523) |
II |
Kt=0,5S Ктт=400/5 №59982-15 |
А |
ТГМ | ||
В |
ТГМ | ||||||
С |
ТГМ | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/\3/110/\3 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-11 |
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 5, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 6 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 6 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
1 |
2 |
3 |
4 |
1, 2, 8, 9 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
3- 7, 10, 13 - 15, 17, 20 - 23, 25, 27, 28 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
11 |
Активная Реактивная |
0,8 1,8 |
2,2 3,5 |
12, 16, 18, 19 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
24, 26 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
29, 30 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
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 7 - 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, ТУ 4228-011-29056091-11 |
от +21 до +25 |
ГОСТ 26035-83, ТУ 4228-011-29056091-05 |
от +18 до +22 |
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД RTU-327 - для УСПД RTU-325T - для УСПД ЭКОМ-3000 - для УСВ-3 - для Метроном-50М - для СТВ-01 - для РСТВ-01-01 - для ССВ-1Г |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк . от -40 до +35 от -40 до +65 от +1 до +50 от 0 до +50 от 0 до +40 от -25 до +60 от +15 до +30 от +10 до + 30 от +5 до + 50 от +5 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-07): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД RTU-327: - наработка на отказ, ч, не менее - время восстановления, ч, не более УСПД RTU-325T: - наработка на отказ, ч, не менее - время восстановления, ч, не более УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Глубина хранения информации ИИК: - счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
50000 72 80000 72 120000 72 35000 24 55000 24 100000 24 0,99 1 45 |
1 |
2 |
ИВКЭ: - УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 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 8.
Таблица 8 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 II* |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТВГ-УЭТМ |
6 шт. |
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
8 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
10 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
20 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35А-У1 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГМ |
6 шт |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
12 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35 |
8 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
7 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
1 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
24 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
6 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Сервер точного времени |
Метроном-50М |
2 шт. |
Сервер точного времени |
СТВ-01 |
1 шт. |
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 шт. |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
Формуляр |
13526821.4611.212.ПФ |
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 Томской области», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 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