Приложение к свидетельству № 47593
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Денежниково"
Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах
Рязанской области
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Денежниково" Московской ЖД – филиала
ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Рязанской области (далее по тексту - АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за
установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную 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
энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327,
Госреестр № 19495-03, зав. № 1232), 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
мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных
АИИС КУЭ (далее – ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора
данных – основного и резервного, сервера управления), ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий
в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи
данных субъектам ОРЭ.
Измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК) состоят из трех уровней
АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные 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
средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
Лист № 2
Всего листов 8
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
трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК
Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного
времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ
обе
сп
е
чи
ва
е
т
автом
а
т
и
чес
ку
ю
с
инх
р
ониз
аци
ю
часов
сер
в
ер
а
,
п
ри
п
ревы
шени
и
п
оро
г
а
±
1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при
каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и
сервера на значение,
п
рев
ышающ
ее
±
1с.
Часы
счетч
ик
а
си
нх
р
онизируют
ся
о
т
ча
с
ов
У
С
П
Д
с
п
ериод
и
чнос
тью
1
р
аз
в 30 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
зн
а
чений
.
П
о
п
равка
ча
с
ов
с
ч
етч
ик
а
согласно
о
пи
с
анию тип
а
±
0,5
с,
а
с
уч
е
т
ом
т
ем
п
ер
ату
р
ной
со
с
тав
л
яюще
й
–
±
1,5
с. По
г
р
е
ш
н
ос
ть
часов
ко
мп
о
н
е
нт
ов А
И
ИС КУЭ
н
е прев
ыша
е
т
± 5 с.
Программное обеспечение
УровеньрегиональногоЦентраэнергоучетасодержитПО"Альфа-Центр",
включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-
Центр Коммуникатор". 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 объектов.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в
себя модуль "Энергия Альфа 2". С помощью ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи
автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификацион
ный номер) ПО
Алгоритм
цифрового
идентификат
ора 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
Коммуникатор"
ПК "Энергия Альфа
2"
Цифровой
идентификатор
ПО (контрольная
сумма
исполняемого
кода)
a65bae8d7150931f
811cfbc6e4c7189d
bb640e93f359bab1
5a02979e24d5ed48
3ef7fb23cf160f566
021bf19264ca8d6
17e63d59939159ef
304b8ff63121df60
таблицах 3,4
изменений –
·
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в
нормированы с учетом ПО;
·
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных
уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
№
ИИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
активная
реактивная
RTU-327
зав. № 1232
Госреестр
№ 19495 - 03
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
Вид
УСПД
электроэнергии
1
2
3
4
5
67
Т-1-110 кВ
1точка измерения
№1
Т-2-110 кВ
2точка измерения
№2
VAU-123
класс точности 0,2S
Ктт=100/1
Зав. № 864651; 864643;
864646
Госреестр № 40088-08
VAU-123
класс точности 0,2S
Ктт=100/1
Зав. № 864639; 864655;
864644
Госреестр № 40088-08
ТП "Денежниково"
VAU-123 УХЛ1
класс точности 0,2СЭТ-4ТМ.03М16
Ктн=110000/√3/100/√3 класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 864651; 864643;Зав. № 0803111945
864646 Госреестр № 36697-08
Госреестр № 40088-08
VAU-123 УХЛ1
класс точности 0,2СЭТ-4ТМ.03М16
Ктн=110000/√3/100/√3 класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 864639; 864655;Зав. № 0803111847
864644 Госреестр № 36697-08
Госреестр № 40088-08
Лист № 4
Всего листов 8
%
погрешность ИИК в
Диапазон значений
0,05Iн
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИИК
Основная относительная
Относительная
Номер ИИК
силы тока
погрешность ИИК, (±
d
),
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
=cos
j
=cos
j
=cos
j
=cos
j
=cos
j
=
1,00,870,81,00,870,8
123 4 5 6 7 8
1-2
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
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИИК
Основная относительная
погрешность ИИК,
(±
d
), %
Номер ИИК
Диапазон
значений силы
тока
1-2
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
1
cos
j
= 0,87cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,5) (sin
j
= 0,6)
34
Относительная
погрешность ИИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
= 0,87 cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,5) (sin
j
= 0,6)
5 6
2,11,8
2,52,3
1,61,4
2,11,9
2
0,02Iн
1
£
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<
0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
1,1 1,0
1,1 1,0
1,8 1,7
1,8 1,7
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (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:
Лист № 5
Всего листов 8
·
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 СЭТ-4ТМ.03:
·
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.
4. ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии
по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по
ГОСТ Р 52425-2005.
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
напряжения, 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 140000 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
передаваться 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:
·
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
ü
счетчика;
ü
промежуточных клеммников вторичных trial 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
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
Лист № 6
Всего листов 8
·
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
Знакутверждениятипа наноситсяна титульные листы эксплуатационной
документации насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Денежниково"
Московской ЖД – филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Рязанской
области типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
1
2
1
Кол-во, шт.
2
6
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы комбинированные VAU-123
Комплексы аппаратно-программных средств для учета
электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300
Счётчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-
приемника
Сервер управления HP ML 360 G5
Сервер основной БД HP ML 570 G4
Сервер резервный БД HP ML 570 G4
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 50745-12 "Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции
"Денежниково" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах
Рязанской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в июне
2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки";
Лист № 7
Всего листов 8
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ.
Трансформаторы 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. Методика выполнения измерений».
·
Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения
единстваизмеренийвторичнаянагрузкатрансформаторовтокабез
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
·
СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1
являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.145 РЭ;
·
УСПД RTU-300 – по документу "Комплексы аппаратно-программных средств
для учета 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.411711.451.ЭД.ИЭ "Инструкция по
эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Рязаньэнерго"Московской
железной дороги".
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Денежниково" Московской ЖД –
филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Рязанской области
1. ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные 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
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТР52425-2005(МЭК62053-23:2003).Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счетчики реактивной энергии.
8. АУВП.411711.451.ЭД.ИЭ"Инструкцияпоэксплуатациисистемы
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учета
электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Рязаньэнерго" Московской
железной дороги".
Лист № 8
Всего листов 8
государственного регулирования
Рекомендации по областям применения в сфере
обеспечения 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
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Почтовый адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел. (495) 620-08-38
Факс (495) 620-08-48
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.П.
"____"_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.