Государственный реестр средств измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Самарской области, 64516-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Карточка СИ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 15 измерительных каналов (далее - ИК)

Измерительные каналы № 1-10 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР»;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», УССВ-16ИУ8, УССВ-35ИУБ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации.

Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Измерительные каналы № 11-14 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - представляет собой устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 со встроенным модулем синхронизации времени ОРБ.

3-й    уровень - представляет собой - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP ProLiant DL380G7; систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-3, программное обеспечение ПО ПТК «Энергосфера»-многопользовательская (далее-ПО).

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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема- передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Данные об энергопотреблении с УСПД ЭКОМ - 3000 (основной канал) на сервер ОАО «МРСК Волги» осуществляются по интерфейсу Ethernet в общей корпоративной сети передачи данных ОАО «МРСК Волги».

Далее, результаты измерений в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Измерительный канал № 15 состоит из двух уровней АИИС КУЭ:

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый    уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL180 G6 ОАО «Самаранефтегаз» с установленным серверным программным обеспечением ПО "Энергосфера", устройство синхронизации времени УСВ-2, а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

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 без учета коэффициентов трансформации. Сервер ИВК автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).

Счетчики подключены к измерительным трансформаторам через испытательные коробки, обеспечивающие замену электросчетчика и подключение образцового счетчика без отключения присоединения.

Измерительная информация на вышестоящий уровень передается с помощью GSM-сети, либо через локальную вычислительную сеть (ЛВС) предприятия с последующим выходом в интернет.

В сервере ИВК осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу ИВК устройствам. В сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на HDD-диске.

Далее, результаты измерений в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ОАО «АТС» за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», а также в ОАО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-2, УСВ-3, приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-^HVS, УССВ - 35HVS (далее - УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСВ-2, УСВ-3, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ОАО «МРСК Волги» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера ИВК ОАО «Самаранефтегаз» и УСВ-2 происходит ежесекундно. Ход часов сервера ИВК не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Корректировка часов севера ОАО «МРСК Волги» выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. На уровне ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмника, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», ПО «Энергосфера» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.

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», ПО «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Другие идентификационные данные, если имеются

enalpha.exe

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Другие идентификационные данные, если имеются

ac_metrology.dll

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Другие идентификационные данные, если имеются

ac_metrology.dll

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИВК ОАО «МРСК Волги»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Другие идентификационные данные, если имеются

pso_metr.dll

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО ИВК ОАО «Самаранефтегаз»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

e88196441b2490f0d90def2f0cc8cb12

Другие идентификационные данные, если имеются

PSO.exe

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 6, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в Таблице 4.

Таблица 6 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики

ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счетчик

электрической

энергии

ИВКЭ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТПС "Кинель" 110/35/10

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1001

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0808135172

Активная

1,0

2,8

1

кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 9 - 10 кВ

200/5 Зав. № 10674 Зав. № 10670

Реактивная

1,8

3,5

2

ТПС "Кинель" 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 10 - 10 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 200/5 Зав. № 11423 Зав. № 11687

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1013

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0808135136

RTU-327 Зав. №000785, 001527

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,8

3,5

3

ТПС "ПАЗ" (Обшаровка) 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ, яч.5, ф. 2 - 10 кВ

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 45246 Зав. № 33253

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5042

EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118599

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,7

3,5

4

ТПС "Рачейка" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, яч.20, ф. 10 10 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 150/5 Зав. № 7587 Зав. № 7586

ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Зав. № 6786 Зав. № 5800 Зав. № 6867

EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118351

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,8

4,0

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 100/5

ЗНОЛ.06-10 У3

5

ТПС "Рачейка" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ,

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Зав. № 5274 Зав. № 5446 Зав. № 5571

EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 1118657

Активная

1,0

2,8

2 СШ, яч.6, ф .6 10 кВ

Зав. № 7434 Зав. № 10199

Реактивная

1,8

4,0

ТФЗМ-35А-У1

Активная

ТПС Рачейка 110/35/10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 50142 Зав. № 56292 Зав. № 889

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 64

СЭТ-4ТМ.03

Реактивная

1,2

5,7

6

кВ, СШ 35 кВ, ЛЭП 35

Кл.т. 0,5S/1

кВ Рачейка-Елшанка;

Зав. № 103067198

2,5

3,5

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 100/5

ЗНОЛ.06-10 У3

Активная

7

ТПС Рачейка 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ,

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Зав. № 6786 Зав. № 5800 Зав. № 6867

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1

RTU-327 Зав. №000785, 001527

Реактивная

1,0

2,8

яч.17, ф.7 10 кВ

Зав. № 10195 Зав. № 7578

Зав. № 103063163

1,8

4,0

8

ТПС 110/35/10 кВ Жихаревка, РУ-10 кВ, 2 СШ, яч.15, ф.6 10 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 12915 Зав. № 12914

ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Зав. № 6787 Зав. № 7107 Зав. № 6792

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 103063043

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,8

4,0

9

ПС "РНС" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ,

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1283

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1

Активная

1,2

5,7

яч.№4

Зав. № 15384 Зав. № 15399

Зав. № 611129937

Реактивная

2,5

3,5

ТПОЛ-10

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 288

10

ПС "РНС" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ,

Кл.т. 0,5 600/5

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1

Актив-ная

1,2

5,7

яч.№32

Зав. № 15688 Зав. № 10725

Зав. № 611129933

Реактивная

2,5

3,5

11

ПС "Винтай-1" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ,

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7336

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0803111872

ЭКОМ-3000

Зав.

Актив-ная

1,2

5,7

1 СШ, ф. 17

Зав. № 40719

№10124083

Реактивная

2,5

4,3

Зав. № 40699

12

ПС "Винтай-1" 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 7

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 40694 Зав. № 40695

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1424

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0803111392

ЭКОМ-3000

Зав.

№10124083

Актив-ная

Реак-тивная

1,2

2,5

5,7

4,3

13

ПС "Город-1" 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, КЛ-110 кВ Южная-1

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 15234 Зав. № 15235 Зав. № 15233

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Зав. № 964 Зав. № 1015 Зав. № 1081

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811090588

ЭКОМ-3000

Зав.

№11135164

Актив-ная

Реак-тивная

1,2

2,5

5,7

4,3

14

ПС "Город-1" 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, КЛ-110 кВ Южная-2

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 15237 Зав. № 15232 Зав. № 15236

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Зав. № 981 Зав. № 975 Зав. № 1093

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811091671

Актив-ная

Реак-тивная

1,1

2,3

5,5

3,9

15

ПС Восточная 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч.№26 6 кВ

ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 5811 Зав. № 5813

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 664

СЭТ-4ТМ.02М Кл.т. 0,5S/1 Зав. № 0802100074

-

Актив-ная

Реак-тивная

1,2

2,5

5,7

4,3

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.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    параметры сети: напряжение от 0,99ин до 1,01ин; ток от 1,01н до 1,2 1н; cosj = 0,87 инд.; частота (50±0,15) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-05, ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05)1н1 до 1,21н1; коэффициент мощности соБф (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;

-    атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа. для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9ин2 до 1,1ин2; диапазон силы вторичного тока от 0,01 1н2 до 1,2- 1н2; диапазон коэффициента мощности соБф (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счетчиков от минус 40 до плюс 55°С;

-    относительная влажность воздуха для счетчиков не более 95 % при 30°С;

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха для RTU-327 от плюс 1°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

-    напряжение питающей сети 0,9ином до 1,1 ином;

-    сила тока от 0,01(0,05)1ном до 1 ,2'1ном.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35°С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7.    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

-    УССВ-^HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

-    УССВ-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов;

-    ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; 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).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тит компонента

Рег. № СИ

Количество

Трансформаторы тока

ТЛМ-10-2

2473-05

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

24811-03

6

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

8

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-08

12

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

3690-73

3

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

1856-63

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

16687-07

1

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

5

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06-10 У3

3344-04

9

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

19813-05

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

EA05RL-P1B-3

16666-97

3

Счетчики электроэнергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

36697-08

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

2

Устройства сбора и передачи данных

RTU-327

41907-09

1

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-14

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Сервер ИВК

HP ProLiant DL380G7

-

1

Сервер ИВК

HP Proliant DL180 G6

-

1

Наименование компонента

Тит компонента

Рег. № СИ

Количество

Сервер ИВК

HP ML-570

-

2

Сервер ИВК

HP ProLiant BL460c G7

-

2

Методика поверки

1

Формуляр 13526821.4611.057.ЭД.ФО

1

Технорабочий проект 13526821.4611.057.Т1.01 П4

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64516-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области. Методика поверки», утвержденному 10 мая 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков электрической энергии АЛЬФА (Госреестр № 14555-02) - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методики поверки» с помощью установок МК6800, МК6801 или аналогичного оборужования с классом точности не хуже 0,05;

-    счетчиков электрической энергии CЭТ-4ТМ.02.2 и СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №20175-01) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1*, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.087 РЭ**. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр №27524-04) -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».

-    счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр №27779-04) -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ».

-    УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 20 апреля 2014 г.;

-    УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ.237.00.001И2», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;

-    УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.057.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области

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.

Номер в ГРСИ РФ:
64516-16
Производитель / заявитель:
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Год регистрации:
2016
Похожие СИ
93725-24
93725-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "ЭлМетро Групп" (ООО "ЭлМетро Групп"), г. Челябинск
Срок действия реестра: 15.11.2029
93726-24
93726-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Форт-Телеком" (ООО "Форт-Телеком"), г. Пермь
Срок действия реестра: 15.11.2029
93727-24
93727-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ПСКОВ ЭКОЛОГИЯ" (ООО "ПО Псков Экология"), г. Псков
Срок действия реестра: 15.11.2029
93728-24
93728-24
2024
Shaanxi Far-Citech Instrument & Equipment Co., Ltd., Китай; производственная площадка Beijing NordTech Instrument & Meter Co., Ltd., Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029
93729-24
93729-24
2024
Акционерное общество "СИНТЭП" (АО "СИНТЭП"), г. Новосибирск
Срок действия реестра: 15.11.2029
93730-24
93730-24
2024
SHANGHAI UNI-STAR TOOLS COMPANY, КНР
Срок действия реестра: 15.11.2029
93733-24
93733-24
2024
Hitachi High-Tech Science Corporation, Япония
Срок действия реестра: 15.11.2029
93734-24
93734-24
2024
Chongqing Silian Measurement and Control Technology Co., Ltd., Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029
93753-24
93753-24
2024
Thermal Instrument India Pvt. Ltd., Индия
Срок действия реестра: 15.11.2029
93755-24
93755-24
2024
SHIJIAZHUANG HANDI TECHNOLOGY CO., LTD, Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029