Номер по Госреестру СИ: 86645-22
86645-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Калининградской области
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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.
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 ) |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
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 Of ff 43 65 5d a8 1b |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Пирамида-Сети |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, BinaryPackControls.dll) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CheckDataIntegrity.dll) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComIECFunctions.dll) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComModbusFunctions.dll) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComStdFunctions.dll) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, DateTimeProcessing.dll) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SafeValuesDataUpdate.dll) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SimpleVerifyDataStatuses.dll) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SummaryCheckCRC .dll) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ValuesDataProcessing.dll) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
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», ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерений исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской области», аттестованном ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 01.06.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Калининградской 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.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)
ИНН 7706284124
Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3
Телефон: +7 (495) 926-99-00
Факс: +7 (495) 287-81-92
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс» (ООО «Энергокомплекс»)ИНН: 7444052356
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23 Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ (ИК №№ 1-24) 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.
АИИС КУЭ (ИК № 25) состоит из двух 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 (ИВК) включает в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервер Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад», 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», резервный сервер ОАО «РЖД» создан на базе ПО «Энергия Альфа 2».
ИВК в части сервера ОАО «РЖД» единомоментно работает либо на основном сервере, либо на резервном.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» создан на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2».
Сервер Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад» создан на базе ПО «Пирамида-Сети».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 1-24 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. ИВКЭ единомоментно работает либо на основном УСПД, либо на резервном.
Далее данные с УСПД ОАО «РЖД» передаются на сервер ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Цифровой сигнал с выхода счетчика ИК № 25 при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на сервер Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад», где осуществляется обработка, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Передача информации об энергопотреблении от сервера ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически путем межсерверного обмена.
Не реже одного раза в сутки сервер Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад» 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».
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, устройство синхронизации времени УСВ-2, часы сервера ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы сервера Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад», часы УСПД и счётчиков.
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, серверы точного времени Метроном-50М, устройство синхронизации времени УСВ-3, устройство синхронизации времени УСВ-2 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).
Сервер Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-2. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Основные 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 резевного 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 №№ 1-24 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).
Счетчик ИК № 25 синхронизируется от сервера Вологодского филиала ПАО «Россети Северо-Запад». Сравнение показаний часов счетчика 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.
Таблица 8 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
20 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-I |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТВИ-110 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66УЗ |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
20 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
4 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 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 |
Метр оном-5 0М |
2 шт. |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Формуляр |
13526821.4611.233.ПФ |
1 экз. |
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, 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 О-29 Чкаловск, ОРУ 110 кВ, КВЛ 110 кВ О11 Ленинградская - О-29 Чкаловск с отпайкой на ПС Авиационная (Л-125) |
н н |
Кт 0.2S Ктт=400/1 №60541-15 |
А |
ТБМО-110 УХЛ1 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
С |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №60353-15 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт 0.2S/0.5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
2 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, Ввод 110 кВ Т-1 |
н н |
Кт 0.2S Ктт=100/1 №60541-15 |
А |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||
В |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
С |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №60353-15 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Кт 0.2S/0.5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
3 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ О-29 Чкаловск - О-1 Центральная с отпайками (Л-117) |
н н |
Kt=0,2S Ктт=400/1 №60541-15 |
А |
ТБМО-110 УХЛ1 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
С |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №60353-15 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
4 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, Ввод 110 кВ Т- 2 |
н н |
Kt=0,2S Ктт=100/1 №60541-15 |
А |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||
В |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
С |
ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №60353-15 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | |||||
5 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-01-10 |
н н |
Kt=0,2S Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
6 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-03-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
7 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-05-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=400/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
8 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-07-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=400/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
9 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-11-10 |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №15128-03 |
А |
ТОЛ 10-I |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТОЛ 10-I | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
10 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.1- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
11 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-02-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66УЗ | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
12 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-04-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66УЗ | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
13 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-06-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=400/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66УЗ | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
14 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.29-08-10 |
н н |
Кт=0,28 Ктт=300/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66УЗ | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
15 |
ПС 110 кВ О-29 Чкаловск, ЗРУ 10 кВ, Ф.2- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66УЗ | ||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
16 |
ПС 10 кВ Пионерская-тяговая, РУ 10 кВ, Ввод-1 10 кВ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №15128-03 |
А |
ТОЛ 10-I | ||
В |
- | ||||||
С |
ТОЛ 10-I | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
17 |
ПС 10 кВ Пионерская-тяговая, РУ 10 кВ, Ф.1- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P3B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
18 |
ПС 10 кВ Пионерская-тяговая, РУ 10 кВ, Ввод-2 10 кВ |
н н |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
19 |
ПС 10 кВ Пионерская-тяговая, РУ 10 кВ, Ф.2- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P3B-3 | |||||
20 |
ПС 10 кВ Пионерская-тяговая, РУ 10 кВ, Ф.3- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P3B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
21 |
ПС 10 кВ Муромская-тяговая, РУ 10 кВ, Ввод-1 10 кВ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТОЛ-10-I | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-B-4 | |||||
22 |
ПС 10 кВ Муромская-тяговая, РУ 10 кВ, Ф.1- ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №2473-00 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P4B-3 | |||||
23 |
ПС 10 кВ Муромская-тяговая, РУ 10 кВ, Ввод-2 10 кВ |
н н |
Кт=0,28 Ктт=200/5 №25433-11 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
24 |
ПС 10 кВ Муромская-тяговая, РУ 10 кВ, Ф.2-ПЭ |
н н |
Кт=0,5 Ктт=50/5 №22192-07 |
А |
ТПЛ-10-М |
RTU-327 Рег. № 19495-03 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
К н |
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 |
EA05RAL-P3B-3 | |||||
25 |
ПС 110 кВ Грязовец, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110кВ |
н н |
Кт=0,58 Ктт=600/5 №30559-05 |
А |
ТВИ-110 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТВИ-110 | ||||||
С |
ТВИ-110 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 №14205-94 |
А |
НКФ-110-57 У1 | ||||
В |
НКФ-110-57 У1 | ||||||
С |
НКФ-110-57 У1 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
Примечания:
|
Таблица 6 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
Активная |
0,5 |
2,0 | |
1 - 4 |
Реактивная |
1,1 |
2,0 |
Активная |
0,8 |
2,6 | |
5 - 8 |
Реактивная |
1,4 |
4,0 |
Активная |
1,0 |
5,6 | |
9, 10 |
Реактивная |
2,2 |
3,4 |
Активная |
1,0 |
2,8 | |
11 - 14, 18, 23 |
Реактивная |
1,8 |
4,0 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
15 - 17, 19 - 22, 24 |
Реактивная |
2,5 |
3,5 |
Активная |
1,2 |
5,1 | |
25 |
Реактивная |
2,5 |
4,4 |
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)% 1№м, cosф = 0,5инд и | ||
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до | |||
+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 31819.22-2012, 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 |
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
- ТОК, % ОТ Ihom |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,5 до 1,0 |
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для RTU-327 |
от 0 до +75 |
- для ЭКОМ-3000 |
от 0 до +40 |
- для УСВ-3 |
от -25 до +60 |
- для ССВ-1Г |
от +5 до +40 |
- для Метроном-50М |
от +15 до +30 |
- для УСВ-2 |
от -10 до +50 |
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 |
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
УСПД RTU-327: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
- 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 |
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).