Untitled document

Приложение к свидетельству № 58750

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чемская» Западно-

Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах

Новосибирской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чемская» Западно-Сибирской ЖД –

филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Новосибирской области (далее по

тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активнойи реактивной электроэнергии,

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 -включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ)

класса точности класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы

напряжения (далее – ТН) класса точности класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчик

активной и реактивной электроэнергиитипа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме

измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения реактивной

электроэнергии) , 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 RТU-327,

Госреестр № 41907-09, зав. № 001132), выполняющего функции сбора, хранения результатов

измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее – ПО)

«АльфаЦЕНТР», 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 ирезервного, серверауправления), ПО«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»,

включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы

передачи данных субъектам ОРЭ.

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 с учетом 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета,

Лист № 2

Всего листов 8

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

обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1с

происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи

УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение,

превышающее ±1с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в

30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД

более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу

NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости

значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной

составляющей –±1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

УровеньрегиональногоЦентраэнергоучетасодержитПО«АльфаЦЕНТР»,

включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ»,«АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle»,

«АльфаЦЕНТР Коммуникатор».СпомощьюПО «АльфаЦЕНТР» решаютсязадачи

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.

Значение

Цифровой

Идентификационные

признаки

Идентификационное«АльфаЦЕНТР«АльфаЦЕНТР«АльфаЦЕНТРПК «Энергия

наименование ПО АРМ»СУБД «Oracle» Коммуникатор» Альфа 2»

Номерверсии

(идентификационны4932.0.0.2

й номер) ПО

a65bae8d715093bb640e93f359ba3ef7fb23cf160f517e63d59939159

идентификатор ПО

1f811cfbc6e4c71b15a02979e24d566021bf19264caef304b8ff63121d

89ded488d6f60

MD5

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора ПО

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет

математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего

разряда измеренного (учтенного) значения;

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4

нормированы с учетом ПО;

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Измерительные компоненты

№

ИК

Диспетчерское

наименование

точки учёта

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик статический

трёхфазный переменного

тока активной/реактивной

энергии

УСПД

Вид

электроэнергии

Т - 1 110 кВ

А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01285407

Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

Т - 2 110 кВ

А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01285406

Госреестр № 31857-11

RТU-327

зав. № 001132

Госреестр

№ 41907-09

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровнейАИИС КУЭ

ТГФМ-110

класс точности 0,2S

Ктт=100/1

Зав. № 9920; 9921; 9922

Госреестр № 52261-12

ТГФМ-110

класс точности 0,2S

Ктт=100/1

Зав. № 9923; 9924; 9925

Госреестр № 52261-12

ТП «Чемская»

НАМИ-110 УХЛ1

класс точности 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Зав. № 9834; 9835; 9836

Госреестр № 24218-13

НАМИ-110 УХЛ1

класс точности 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Зав. № 9838; 9841; 9843

Госреестр № 24218-13

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала

относительной основной

погрешности измерений,

соответствующие

вероятности Р=0,95, (±δ),

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

1, 2

(ТТ 0,2S; TН 0,2;

Сч 0,2S)

Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

cos φ = cos φ = cos φ =

1,0 0,87 0,8

3 4 5

Границы интервала

относительной

погрешности измерений в

рабочих условиях

эксплуатации,

соответствующие

вероятности Р=0,95, (±δ),

cos φ = cos φ = cos φ =

1,0 0,87 0,8

6 7 8

1,01,11,11,21,21,3

0,01(0,02)Iн

≤ I

0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

0,2Iн

≤ I

< Iн

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,60,70,80,80,91,0

0,50,50,60,80,80,9

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала

относительной основной

погрешности измерений,

соответствующие

вероятности Р=0,95, (±δ),

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

1, 2

(ТТ 0,2S; TН 0,2;

Сч 0,5)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

cos φ = 0,87cos φ = 0,8

(sin φ = 0,5) (sin φ = 0,6)

Границы интервала

относительной

погрешности измерений в

рабочих условиях

эксплуатации,

соответствующие

вероятности Р=0,95, (±δ),

cos φ = 0,87cos φ = 0,8

(sin φ = 0,5) (sin φ = 0,6)

2,11,82,52,3

0,01(0,02)Iн

≤ I

0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

0,2Iн

≤ I

< Iн

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

1,61,42,12,0

1,11,01,81,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

параметры питающей сети: напряжение (220

4,4) В, частота (50

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения (0,98 – 1,02) Uн; диапазон силы тока

(1,0 – 1,2) Iн; коэффициент мощностиcos

(sin

) –0,87 (0,5); частота (50

0,5)Гц;

температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от 15˚С до 35˚С; счетчиков -от

21˚С до 25˚С; ИВК - от 10˚С до 30˚С;

частота - (50

0,15) Гц;

Лист № 5

Всего листов 8

относительная влажность воздуха (70

5) %;

атмосферное давление (100

4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения(0,9∙- 1,1)∙Uн

; диапазон силы

первичного тока - от (0,02 (0,05) – 1,2)∙Iн

; диапазон коэффициента мощности

cos

(sin

) - 0,5- 1,0(0,6 –0,87); частота - (50

0,5) Гц;

температура окружающего воздуха - от минус 60˚С до 40˚С;

относительная влажность воздуха 100 %;

атмосферное давление (100

4) кПа.

Для счетчикаэлектроэнергииАльфа А1800:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 -∙1,1)∙Uн

; диапазон силы

вторичноготока(0,02(0,05)–1,2)∙Iн

;диапазонкоэффициента

мощностиcos

(sin

) - 0,5- 1,0 (0,6- 0,87); частота - (50

0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения менее 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха - от 10˚С до 30˚С;

относительная влажность воздуха (40 – 60)%;

атмосферное давление (100

4) кПа.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденныхтиповсметрологическимихарактеристикаминехуже,чему

перечисленных в Таблице 2.

5. ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо

ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной

электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.

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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

УСПД RТU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:

1. параметрирования;

2. пропадания напряжения;

3. коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи

пломбирование:

1. счетчика;

2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3. испытательной коробки;

4. УСПД.

Лист № 6

Всего листов 8

наличие защиты на программном уровне:

1. пароль на счетчике;

2. пароль на УСПД;

3. 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:

электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при

отключении питания – до5 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

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную

коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чемская» Западно-

Сибирской ЖД – филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Новосибирской

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.

Кол-во, шт.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока ТГФМ-110

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-110 УХЛ1

Счётчики электрической энергии трёхфазные

многофункциональные Альфа А1800

УСПД типа RТU-327

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

Поверка

осуществляется по документу МП 60654-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции

«Чемская» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в

Лист № 7

Всего листов 8

границах Новосибирской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в

марте 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторовтока–всоответствиисГОСТ8.217-2003

«ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжения–всоответствиис

ГОСТ 8.216-2011«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»

и/илиМИ2925-2005«Измерительные трансформаторынапряжения

35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью

эталонного делителя»;

средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки

трансформаторовнапряжения. Методика выполненияизмеренийбез

отключения цепей».

средстваизмеренийМИ3196-2009«ГСИ.Вторичнаянагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения

цепей»;

счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006

«Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа

А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им.

Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

для УСПД RТU-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.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системыGlobalPositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре

средств измерений № 27008-04;

переноснойкомпьютерс ПОи оптический преобразователь для работы

ссчетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической

энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах

ОАО «Новосибирскэнерго» Западно-Сибирскойжелезной дороги», аттестованной Обществом

с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ»,

аттестат об аккредитации № 01.00252-2011 от 02.03.2011.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

тяговой подстанции«Чемская»Западно-СибирскойЖД – филиала ОАО «Российские

железные дороги» в границахНовосибирской 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 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения

электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.

Статические счетчики реактивной энергии».

Лист № 8

Всего листов 8

7. 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».

8. АУВП.411711.560.ЭД.ИЭ«Инструкцияпоэксплуатациисистемы

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учета

электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО

«Новосибирскэнерго»Западно-Сибирской железной дороги».

9. ТУ4228-011-29056091-11«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

– при осуществленииторговли.

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги»

(ОАО «РЖД»)

Почтовыйадрес: 107174, г. Москва, Новая Басманная ул., д.2

Тел.: (499) 262-60-55

Факс: (499) 262-60-55

e-mail:

info@rzd.ru

http://www.rzd.ru/

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

Тел.: (495) 620-08-38

Факс: (495) 620-08-48

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел/факс: (495)437-55-77 / 437 56 66

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в

целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____»_____________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru