Приложение к свидетельству № 47263
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Краснозерская" Западно-
Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ново-
сибирской области
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Краснозерская" Западно-Сибирской ЖД –
филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Новосибирской области (далее по
тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, по-
требленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи по-
лученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-
ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (далее – ИК), включают в себя измерительные
трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы
коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энер-
гоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр №
19495-03, зав. № 001132), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и
передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее – ПО) "Альфа-
Центр", с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и
прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощно-
стей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данныхАИ-
ИС КУЭ (далее – ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора дан-
ных – основного и резервного, сервера управления), ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий в
себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи дан-
ных субъектам ОРЭ.
Измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК) состоят из трех уровней АИ-
ИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации,
которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по сред-
ним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-
чение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета,
где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты транс-
Лист № 2
Всего листов 7
формации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Цен-
тра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхрони-
зации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени
(УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспе-
ч
и
вает
автомат
и
ч
е
с
ку
ю
с
инх
ро
низ
а
ц
и
ю
ча
с
ов
с
е
рв
ер
а,
п
ри
п
ре
в
ы
шени
и
п
орога
±
1с
п
ро
исх
о
-
дит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом
сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера
на значение, превы-
ш
а
ющ
ее
±
1с.
Часы
с
ч
етч
ик
а
с
инх
рони
з
и
руютс
я
о
т
ча
с
ов
У
СП
Д
с
п
е
ри
од
и
чнос
т
ь
ю
1
ра
з
в
3
0 минут, коррекция часов счетчиков проводится при
расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями
АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в
линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. По
п
равка
ч
а
сов
с
четч
ик
а
со
г
л
а
с
н
о
о
пи
сан
ию тип
а
±
0,5
с,
а
с
у
че
т
ом
т
е
мп
ер
ату
рно
й
соста
в-л
яю
щ
е
й
–
±
1,5 с. По
г
р
е
ш
н
ость
ча
с
ов ком
п
о
н
е
нт
ов А
И
ИС КУЭ
н
е прев
ыша
е
т
± 5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "Альфа-Центр", включаю-
щее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-Центр Ком-
муникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" решаются задачи коммерческого многотарифного
учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения
средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объек-
тов.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в
себя модуль "Энергия Альфа 2". С помощью ПО"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи автома-
тического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификаци-
онный номер) ПО
Алгоритм
цифрового
идентифика-
тора ПО
" Альфа-Центр АРМ"
4
MD5
9
MD5
3
MD5
2.0.0.2
MD5
" Альфа-
Центр"
" Альфа-
Центр"
" Альфа-
Центр"
"ЭНЕРГИЯ-
АЛЬФА"
" Альфа-Центр СУБД
"Oracle"
" Альфа-Центр Ком-
муникатор"
ПК "Энергия Альфа
2"
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная
сумма исполняе-
мого кода)
a65bae8d7150931f
811cfbc6e4c7189d
bb640e93f359bab1
5a02979e24d5ed48
3ef7fb23cf160f566
021bf19264ca8d6
17e63d59939159ef
304b8ff63121df60
·
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нор-
мированы с учетом ПО;
·
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уро-
вень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 7
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
№
ИИК
Диспетчерское на-
именование точки
учёта
Трансформатор тока
Трансформатор напря-
жения
УСПД
Вид электро-
энергии
1
ВЛ-220кВ: 217
«Световская»
точка измерения
№1
ТГФМ-220 II*
класс точности 0,2S
Ктт=500/1
Зав. № 1283; 1290; 1282
Госреестр № 36671-08
активная
реактивная
2
ВЛ-220кВ: 219
«Урожай»
точка измерения
№2
ТГФМ-220 II*
класс точности 0,2S
Ктт=500/1
Зав. № 1284; 1280; 1291
Госреестр № 36671-08
активная
реактивная
3
ОРУ 220кВ Т-1
точка измерения
№3
ТГФМ-220 II*
класс точности 0,2S
Ктт=100/1
Зав. № 1301; 1302; 1298
Госреестр № 36671-08
RTU-327
зав. № 001132
Госреестр
№ 19495-03
активная
реактивная
4
ОРУ 220кВ Т-2
точка измерения
№4
ТГФМ-220 II*
класс точности 0,2S
Ктт=100/1
Зав. № 1303; 1300; 1299
Госреестр № 36671-08
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01226365
Госреестр № 31857-06
RTU-327
зав. № 001132
Госреестр
№ 19495-03
активная
реактивная
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
Счётчик статический
трёхфазный перемен-
ного тока актив-
ной/реактивной энер-
гии
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
класс точности
0,2S/0,5
Зав. № 01226359
Госреестр № 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
класс точности
0,2S/0,5
Зав. № 01219366
Госреестр № 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
класс точности
0,2S/0,5
Зав. № 01226363
Госреестр № 31857-06
ТП "Краснозерская"
НАМИ-220 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
Зав. № 1799; 1807;
1803
Госреестр № 20344-05
НАМИ-220 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
Зав. № 1808; 1804;
1800
Госреестр № 20344-05
НАМИ-220 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
Зав. № 1799; 1807;
1803
Госреестр № 20344-05
НАМИ-220 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
Зав. № 1808; 1804;
1800
Госреестр № 20344-05
Лист № 4
Всего листов 7
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
погрешность ИИК, (±
d
), %
Относительная погреш-
Номер ИИК
0,05Iн
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
Диапазон значений
Основная относительная
ность ИИК в рабочих усло-
силы тока виях эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
=
1,0 0,87 0,8 1,0 0,87 0,8
1-4
0,01(0,02)Iн
1
£
I
1
<
1,01,11,11,21,21,3
1
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,60,70,80,80,91,0
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
0,50,60,60,80,80,9
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,50,60,60,80,80,9
ность ИИК в рабочих усло-
Диапазон значе-
1
0,0 Iн
1
1
0,2 н
1
11
0,2IнI < Iн
1,10,91,31,2
0,5
11
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
Основная относительная
О
тносительн
а
я
по
г
р
е
ш-
Номер ИИК
ний силы тока
по
г
решно
с
ть
ИИК, (
±
d
),
%
виях эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
= 0,87cos
j
= 0,8 cos
j
= 0,87cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,5) (sin
j
= 0,6) (sin
j
= 0,5) (sin
j
= 0,6)
1-4
0,02Iн
5
£
I
1
<
2,42,13,22,8
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч
0,05Iн
I
£
I
1
<
1,51,31,91,7
- ГОСТ 26035-83)
Iн
1
£
I
£
£
1,2Iн
1
1,00,91,21,1
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощ-
ности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
·
диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uн;
·
диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)Iн;
·
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
·
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков
-от 18 ˚С до 25 ˚С; ИВКЭ - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
частота - (50
±
0,15) Гц;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
·
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,01- 1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6
- 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
·
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 - 1,2)Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6
- 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Лист № 5
Всего листов 7
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчки электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной элек-
троэнергии и ГОСТ 26035-1983 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем
у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напря-
жения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний
срок службы и средняя наработка на отказ;
·
счетчик – среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 48 часов;
·
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
·
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
·
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
ü
параметрирования;
ü
пропадания напряжения;
ü
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирова-
ние:
ü
счетчика;
ü
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
ü
испытательной коробки;
ü
УСПД.
·
наличие защиты на программном уровне:
ü
пароль на счетчике;
ü
пароль на УСПД;
ü
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к из-
мерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания – не менее 30 лет;
·
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35
суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Краснозерская" Западно-Сибирской ЖД –
филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Новосибирской области типограф-
ским способом.
Лист № 6
Всего листов 7
1
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплек-
тующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеКол-во, шт.
Трансформаторы тока ТГФМ-220 II* 12
Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ16
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе
УСПД типа RTU-300
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 4
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника 1
Сервер управления HP ML 360 G5 1
Сервер основной БД HP ML 570 G4 1
Сервер резервный БД HP ML 570 G4 1
Методика поверки 1
Формуляр 1
Инструкция по эксплуатации1
Поверка
осуществляется по документу МП 50470-12 "Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции
"Краснозерская" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в
границах Новосибирской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИ-
ИМС" в апреле 2011 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы то-
ка. Методика поверки";
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформато-
ры напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы
напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного
делителя";
·
Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства
измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методи-
ка выполнения измерений».
·
Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства
измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика вы-
полнения измерений»;
·
Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии
трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."
·
УСПД RTU-300 – по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для уче-
та электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";
·
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.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.560.ЭД.ИЭ "Инструкция по
эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Новосибирскэнерго" Западно-
Сибирской железной дороги".
Лист № 7
Всего листов 7
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Краснозерская" Западно-Сибирской ЖД – филиала
ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Новосибирской области
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автомати-
зированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
4. ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электриче-
ской энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счет-
чики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. АУВП.411711.560.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизиро-
ванной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тя-
говых подстанций в границах ОАО "Новосибирскэнерго" Западно-Сибирской же-
лезной дороги".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Российские Железные Дороги" (ОАО "РЖД")
Адрес: 107174, г. Москва, Новая Басманная ул., д.2
Тел.: (499) 262-60-55, Факс: (499) 262-60-55
e-mail:
,
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОН-
ТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел. (495) 620-08-38, Факс (495) 620-08-48
от 27.06.2008 г.
Испытательный центр:
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», Аттестат аккредитации № 30004-08
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Е.Р. Петросян
М.П.
"____"_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.