Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Республики Татарстан
Номер в ГРСИ РФ: | 85365-22 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Татарстан (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 | 85365-22 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Республики Татарстан |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 206 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
85365-22: Описание типа СИ | Скачать | 365.5 КБ | |
85365-22: Методика поверки | Скачать | 11.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Татарстан (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» (основные и/или резервные);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ОАО «РЖД» (основной и/или резервный), сервер 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.
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 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. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса. 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.
При отказе основного канала связи или УСПД счетчики опрашиваются по резервному каналу c использованием каналообразующего оборудования стандарта GSM.
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, устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, часы сервера ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков. Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, серверы точного времени Метроном-50М, устройство 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 равна ±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).
Основные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от сервера 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 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 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 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).
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 | ||
1 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), ОРУ 35 кВ, ввод 35 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/1 №37491-08 |
А |
STSM-38 |
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 |
STSM-38 | ||||||
С |
STSM-38 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/100 №19813-05 |
А В С |
НАМИ-35 УХЛ1 | ||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
2 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), ОРУ 27,5 кВ, 1 СШ 27,5 кВ, Ф. ДПР |
II |
Кт= 0,2S Ktt=300/5 №56411-14 |
А |
GIF 40,5 | ||
В |
GIF 40,5 | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RAL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
3 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ- 1 |
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 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RAL-B-3 | |||||
4 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ- 2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RAL-B-3 | |||||
5 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ- 3 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RAL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
6 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-3 |
II |
Kt=0,2S Ктт=200/1 №16635-05 |
А |
ТГФ110 |
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 |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX-P3B-4W | |||||
7 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.9, Ф.9 |
II |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КН-В-3 | |||||
8 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.11, Ф.11 |
II |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КН-В-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
9 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12, Ф.12 |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/5 №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 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
10 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.13, Ф.13 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №29390-05 |
А |
ТПЛ-10с | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10с | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КЪ-В-3 | |||||
11 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т- 1,Т-2 |
II |
Kt=0,2S Ktt=400/1 №34096-07 |
А |
ТГФ110-П* | ||
В |
ТГФ110-П* | ||||||
С |
ТГФ110-П* | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX-P3B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
12 |
ПС 110 кВ Зеленый Дол-Тяговая (ЭЧЭ-25), КРУН 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.6, Ф.6 |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/5 №25433-03 |
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 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RL-B-3 | |||||
13 |
ПС 110 кВ Куркачи, ЗРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ- 1 |
II |
Kt=0,5S Ktt=200/5 №1261-02 |
А |
ТПОЛ 10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПОЛ 10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RL-B-3 | |||||
14 |
ПС 110 кВ Куркачи, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ- 2 |
II |
Kt=0,5S Ktt=200/5 №1261-02 |
А |
ТПОЛ 10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТПОЛ 10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EAO5RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
15 |
ПС 110 кВ Куркачи, ЗРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.14 |
II |
Kt=0,5S Ктт=100/5 №1261-02 |
А |
ТПОЛ 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 |
ТПОЛ 10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,O Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
16 |
ПС 110 кВ Куркачи, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5, Ф.5 |
II |
Kt=0,5S Ктт=200/5 №25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,O Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05RAL-B-4 | |||||
17 |
ПС 110 кВ Куркачи, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
II |
Kt=0,2S Ктт=200/1 №36672-08, 16635-05, 16635-05 |
А |
ТГФМ-110 II* | ||
В |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн Н0000/\3/100/\3 №24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX-P3B-4W |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
18 |
ПС 110 кВ Куркачи, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,2S Ктт=200/1 №16635-05 |
А |
ТГФ110 |
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 |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-03, 24218-03, 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX-P3B-4W | |||||
19 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), ОРУ 27,5 кВ, 1 СШ 27,5 кВ, Ф.ДПР-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73 |
А |
ТФЗМ-35А-У1 | ||
В |
ТФЗМ-35А-У1 | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КЪ-В-3 | |||||
20 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,28 Ктт=200/1 №16635-05 |
А |
ТГФ110 | ||
В |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX-P3B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
21 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-3 |
II |
Kt=0,2S Ктт=200/1 №16635-05 |
А |
ТГФ110 |
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 |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX- P3B-4 | |||||
22 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), ОРУ 27,5 кВ, 2 СШ 27,5 кВ, Ф.ДПР-2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73 |
А |
ТФЗМ-35А-У1 | ||
В |
ТФЗМ-35А-У1 | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КЪ-В-3 | |||||
23 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), КРУН 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ф.1 ХПП |
II |
ф.А Кт=0,5 ф.С Кт=0,58 Ктт=150/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КАВ-В-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
24 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.2 ХПП |
II |
Кт=0,5 Ktt=150/5 №7069-02 |
А |
ТОЛ 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 |
ТОЛ 10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
25 |
ПС 110 кВ Шемордан Тяговая (ЭЧЭ-47), ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/1 №16635-05 |
А |
ТГФ110 | ||
В |
ТГФ110 | ||||||
С |
ТГФ110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Kth=110000/V3/100/V3 №24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №16666-97 |
EA02RALX- P3B-4 | |||||
26 |
ПС 110 кВ ЭЧЭ-28 807 км, КРУН 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ-1 |
II |
Kt=0,2S Ktt=200/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КЪ-В-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
27 |
ПС 110 кВ ЭЧЭ-28 807 км, ОРУ 110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Киндери - Тяговая |
II |
Kt=0,2S Ктт=200/1 №53344-13 |
А |
ТОГФМ-110 |
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 |
ТОГФМ-110 | ||||||
С |
ТОГФМ-110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
28 |
ПС 110 кВ ЭЧЭ-28 807 км, ОРУ 110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Киндери -Оптика II цепь |
II |
Кт=0,28 Ктт=200/1 №53344-13 |
А |
ТОГФМ-110 | ||
В |
ТОГФМ-110 | ||||||
С |
ТОГФМ-110 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
29 |
ПС 110 кВ ЭЧЭ-28 807 км, КРУН 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ф.ПЭ-2 |
II |
Кт=0,58 Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
ЕА05КЪ-В-3 |
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 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,2 2,2 |
3 - 5, 10, 19, 22 - 24 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
6, 11, 17, 18, 20, 21, 25 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
2, 7 - 9, 12, 26 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
13 - 16, 29 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,4 |
27, 28 |
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 Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: 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 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -40 до +35 |
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
- для УСПД RTU-327 |
от +1 до +50 |
- 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 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 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
1 |
2 |
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 |
STSM-38 |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
2 шт. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГФ110 |
17 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
16 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГФ110-П* |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
6 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 II* |
1 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОГФМ-110 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
8 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
26 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
3 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Серверы точного времени |
Метроном-50М |
2 шт. |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
Формуляр |
13526821.4611.206.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 Республики Татарстан», 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