Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Амурской области Нет данных, ГРСИ 64610-16
Номер госреестра:
64610-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Амурской области
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 056
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63006
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РУСЭНЕРГОСБЫТ»для
энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Амурской области
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в
границах Амурской 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 средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную измерительную системусцентрализованным управлением,
распределенной функцией измерения и состоит из 10 измерительных каналов (далее - ИК)
Измерительные каналы № 1-5 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в
себяизмерительныетрансформаторынапряжения(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-16HVS, УССВ-
35HVS, 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.Передачаинформацииобэнергопотреблениинасервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Измерительные каналы № 6-8 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Лист № 2
Всего листов 12
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в
себяизмерительныетрансформаторынапряжения(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 электроустановки (далее –
ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных RTU-325L, технические средства
приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) центра сбора и
обработки данных (далее – ЦСОД) АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской)
электрической сети (далее – ЕНЭС) ПАО «ФСК ЕЭС». ИВК ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС
организован на базе комплекса измерительно-вычислительного «Метроскоп», включает в себя
сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных, УССВ, автоматизированное
рабочее место (далее - АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приёма-
передачи данных.
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 без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и
хранение поступающей информации. Далее информация по выделенному каналу (основной
канал связи) поступает на ИВК ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС. При отказе основного канала связи
опрос УСПД сервером ИВК ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС выполняется по резервному каналу
связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передаёт
полученные данные в базу данных сервера. В сервере БД ИВК АИИС КУЭ информация о
результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически
формируется в архивы и сохраняется не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные
архивные файлы автоматически сохраняются на HDD-диске.
Раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически
формирует файл отчёта с результатами измерений в формате XML и автоматически передаёт
его на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Измерительные каналы № 9-10 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в
себяизмерительныетрансформаторынапряжения(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 – уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки
Райчихинской ГРЭС (ИВКЭ) АИИС КУЭ на базе устройства сбора и передачи данных (далее –
УСПД) типа контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50, устройство синхронизации
времени типа УСВ-1, автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) оператора;
Лист № 3
Всего листов 12
3-й уровень – Сервер сбора данных ОАО «ДГК» филиал «Амурская генерация»,
осуществляющий сбор результатов измерений из контроллеров БТЭЦ, РГРЭС, контроль полноты и
восстановления данных, хранение результатов измерений, формирование отчетных документов,
передачу данных в ИВК, ведение журналов событий, предоставление пользователям и
эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным, конфигурирование и
параметрирование технических средств и программного обеспечения, довосстановление данных
после восстановления работоспособности каналов связи и системы питания.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы
счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов при помощи
шестиканального аналогово-цифрового преобразователя преобразуются в цифровой сигнал.
Устройство управления счетчика выполнено на основе однокристального микроконтроллера,
который по выборкам мгновенных значений напряжений и токов производит вычисление средних
за период сети значений активной (реактивной) мощности для каждой фазы сети, полной мощности
для каждой фазы сети и среднеквадратические значения напряжений и токов для каждой фазы на
интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД производит опрос цифровых счетчиков, установленных на
объекте.
Сервер сбора данных производит опрос УСПД не реже 1 раза в сутки.
УСПД в автоматическом режиме осуществляет сбор данных со счетчиков, обработку
информации и передачу данных посредством каналообразующей аппаратуры на Сервер сбора
данных филиала ОАО «ДГК» Амурская генерация, далее информация с сервера Амурской
генерации поступает на Сервер сбора данных ИВК. Сервер сбора данных Амурской генерации
в автоматическом режиме осуществляет сбор данных с УСПД Райчихинской ГРЭС, передачу
данных на сервер ИВК. Сервер ИВК в свою очередь в автоматическом режиме осуществляет
сбор данных с Сервера сбора данных Амурской генерации, обработку информации и передачу
данных вышестоящим субъектам ОРЭ посредством каналообразующей аппаратуры, в том чис-
ле на ИВК АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Передача информации (xml-отчеты) от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК
ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, другим смежным субъектам ОРЭ и ОАО
«СО ЕЭС» осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с
приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния
средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет
нормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечиваетавтоматическую
синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое
календарное время. В СОЕВ входят часы РСТВ-01-01 (Рег. № СИ 40586-12), УСВ-1
(Рег. № СИ 28716-05), УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД», ЦСОД АИИС
КУЭ ЕНЭС, Сервера сбора данных ОАО «ДГК» филиала «Амурская генерация» и сервера
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и меток времени
УССВ-16HVS 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 меток времени
УССВ-35HVS при каждом сеансе связи сервер – УССВ. Синхронизация осуществляется при
расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Лист № 4
Всего листов 12
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 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 RTU-327 происходит при каждом сеансе
связи счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величи-
ну более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС и УССВ в составе ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС происходит при каждом сеансе связи «сервер – УССВ». Синхронизация
осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-325L и сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
происходит при каждом сеансе связи УСПД – сервер. Синхронизация осуществляется при
расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-325L происходит при каждом сеан-
се связи счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на вели-
чину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов сервера Сервера сбора данных ОАО «ДГК» филиала
«Амурская генерация» и УСВ-1 в составе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС происходит при каждом се-
ансе связи «сервер – УССВ». Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на
величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД СИКОН С50 и УСВ-1 происходит при каждом сеансе
связи УСПД – УСВ-1. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину
более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД СИКОН С50 происходит при каждом се-
ансе связи счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на ве-
личину более чем ±2 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
±5,0 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», ПО «АльфаЦЕНТР»,
ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», EMCOS Local, EMCOS Corporate Lite в состав которого входят
программы, указанные в таблицах 1 - 6.
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
кодированиеданных,обеспечиваемоеСПОАИИСКУЭЕНЭС«Метроскоп»,ПО
«АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», EMCOS Local, EMCOS Corporate Lite.
ПО
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 2.0.0.2
имеются
Цифровой идентификатор ПО17e63d59939159ef304b8ff63121df60
Другие идентификационные данные, если
enalpha.exe
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Идентификационные данные (признаки) Значение
Лист № 5
Всего листов 12
не ниже 12.01
ac_metrology.dll
АльфаЦЕНТР
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если
имеются
ПО
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 12.01
имеются
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Другие идентификационные данные, если
ac_metrology.dll
ПО
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОСПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 1.00
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E7B57E
Другие идентификационные данные, если
имеются
-
ПО
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО ИВК ОАО «ДГК» филиал «Амурская генерация»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОEMCOS Corporate Lite
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 2.1
Цифровой идентификатор ПОdd1190e120e9e2479d2fb2c104259930
Другие идентификационные данные, если
имеются
-
ПО
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ Райчихинская ГРЭС
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОEMCOS Local
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 3.1
-
Цифровой идентификатор ПОa0e261044ca0492ad91cc3e9988c4b96
Другие идентификационные данные, если
имеются
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы
с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 6
Всего листов 12
1
ПС 220/27,5/10 кВ
"М.Чесноковская Т",
КРУН-10 кВ 1С-10 кВ,
Ф.3-10 кВ
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 742
Рег. № СИ 831-69
EA05RL-P1B-3
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 1273097
Рег. № СИ 16666-97
2
ПС 220/27,5/10 кВ
"Ледяная-тяга" (ЭЧЭ-43)
КРУН-10 кВ 1С-10 кВ
Яч.№5, Ф.5-10 кВ
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 5483
Рег. № СИ 831-69
ЕА05RL-B-3
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 1051171
Рег. № СИ 16666-97
RTU-327 Зав. № 776, 1525, 772
Рег. № СИ 41907-09
3
ПС 220/27,5/10 кВ
"Ядрин/т", Ввод Т-2-27,5
кВ
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
27500/√3/100/√3
Зав. № 1181571
Зав. № 1181547
Рег. № СИ 912-70
EA05RAL-B-3
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 1152155
Рег. № СИ 16666-97
4
ПС 220/27,5/10 кВ
"Ядрин/т", РУ-10 кВ 2С-
10 кВ, Ф.2-10 кВ
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
150/5
Зав. № 3484
Зав. № 3483
Рег. № СИ 25433-08
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 572
Рег. № СИ 831-69
ЕА05RL-B-3
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 1150924
Рег. № СИ 16666-97
5
ПС 220/27,5/10 кВ
"Тарманчукан/т", Ввод Т-
2-10 кВ
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 3030
Рег. № СИ 831-69
EA05RL-B-3
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 1150943
Рег. № СИ 16666-97
RTU-327
Зав. № 1496
Рег. № СИ 41907-09
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в Таблице 7.
Таблица 7 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
ИК
Измерительные компоненты
№
Наименование объекта
Счетчик
Вид электро-
ТТ ТН электрической ИВКЭ
энергии
энергии
Метрологические
характеристики ИК
ОсновнаяПогрешность в
погрешность, рабочих
(±δ)
%условиях,
(±δ)
%
1
2
4
56
789
Активная
1,25,7
Реактивная
2,53,5
Активная
1,02,8
Реактивная
1,84,0
3
ТПЛ-10М
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 2751
Зав. № 2692
Рег. № СИ 22192-07
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
100/5
Зав. № 22691
Зав. № 22701
Рег. № СИ 25433-08
ТФЗМ-35Б I У1
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 56547
Зав. № 32438
Зав. № 32353
Рег. № СИ 3689-73
Активная
1,25,7
Реактивная
2,53,5
Активная
1,25,1
Реактивная
2,54,4
ТЛО-10
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1087
Зав. № 7044
Зав. № 1098
Рег. № СИ 25433-08
Активная
1,25,7
Реактивная
2,53,5
Лист № 7
Всего листов 12
ТФЗМ-35Б-IУ1
Кл.т. 0,5
1500/5
Зав. № 26245
Зав. № 26244
Рег. № СИ 3689-73
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 1156604
Рег. № СИ 31857-06
ТФЗМ-35Б-IУ1
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 27490
Зав. № 27476
Рег. № СИ 3689-73
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 1156602
Рег. № СИ 31857-06
RTU-325L Зав. №004460
Рег. № СИ 37288-08
8
НАМИ-10-95
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1804
Рег. № СИ 20186-05
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 1156627
Рег. № СИ 31857-06
9
ПС "Райчихинская ГРЭС"
ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ
"Райчихинская ГРЭС-
Бурея-тяга"
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 112054005
Рег. № СИ 27524-04
10
ПС "Райчихинская ГРЭС"
ОРУ-110 кВ, ОМВ-110
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1
Зав. № 112055094
Рег. № СИ 27524-04
Продолжение таблицы 7
12
3
56
789
ПС 220/35/27,5/10 кВ
6"Магдагачи",
Ввод Т-2-27,5 кВ
Активная
1,15,5
Реактивная
2,32,7
ПС 220/35/27,5/10 кВ
7"Магдагачи",
Ввод Т-3-27,5 кВ
4
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
27500/100
Зав. № 803237
Зав. № 1275293
Зав. № 1275304
Рег. № СИ 912-05
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
27500/100
Зав. № 1270261
Зав. № 1258967
Зав. № 1275168
Рег. № СИ 912-05
Активная
1,15,5
Реактивная
2,32,7
ПС 220//35/27,5/10 кВ
"Архара", КРУН-10 кВ
2С-10 кВ, Яч.№15 Ввод Т-
2-10 кВ
RTU-325L
Зав. №004430
Рег. № СИ
37288-08
Активная
1,15,5
Реактивная
2,32,7
Сикон С50
№11.158
Рег. № СИ
28523-05
Активная
1,25,1
Реактивная
2,54,4
ТОЛ-СЭЩ 10
Кл.т. 0,5
1500/5
Зав. № 07123
Зав. № 06006
Зав. № 07122
Рег. № СИ 32139-06
ТФЗМ 110Б-IV
Кл.т. 0,5S
400/5
Зав. № 14412
Зав. № 14417
Зав. № 14414
Рег. № СИ 26422-06
ТВ-110-IX
Кл.т. 0,5S
600/5
Зав. № 3213
Зав. № 618
Зав. № 3220
Рег. № СИ 32123-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Зав. № 1397
Зав. № 1490
Зав. № 1496
Рег. № СИ 24218-03
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Зав. № 1397; 1510
Зав. № 1490; 1469
Зав. № 1496; 1552
Рег. № СИ 24218-03
Сикон С50
№11.158
Рег. № СИ
28523-05
Активная
1,25,1
Реактивная
2,54,4
Лист № 8
Всего листов 12
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:
1,01·U
н
; ток от 1,0·I
н
до 1,2·I
н
;
− параметры сети: напряжение от 0,99·U
н
до
cos
j
= 0,87 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
для счетчиков активной энергии
для счетчиков реактивной энергии
− температура окружающей среды: (23±2) °С
ГОСТ Р 52323-05, ГОСТ 30206-94; (20±2) °С
ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9·U
н1
до 1,1·U
н1
; диапазон силы
первичного тока от 0,01(0,05)·I
н1
до 1,2·I
н1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 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 0,9·U
н2
до 1,1·U
н2
; диапазон силы
вторичного тока от 0,01·I
н2
до 1,2· I
н2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ)
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 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 0,9·U
ном
до 1,1·U
ном
;
− сила тока от 0,01(0,05)·I
ном
до 1,2·I
ном
.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% Iном cos
j
=0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5
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;
− счётчикЕвроАЛЬФА–среднеевремянаработкинаотказнеменее
Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
Лист № 9
Всего листов 12
− счетчик СЭТ-4ТМ.03 – 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 RTU-325L – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
− УСПД Сикон С50 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
− УССВ-16HVS – среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
− УССВ-35HVS – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
− УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
− РСТВ-01 – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов;
− ИВК «АльфаЦЕНТР» – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
− ИВК «Метроскоп» - среднее время наработки на отказ не менее 45 000 часов;
− ИВК ОАО «ДГК» филиал «Амурская генерация» - среднее время наработки на отказ не
менее 70 000 часов
Надежность системных решений:
− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
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;
− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,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).
Лист № 10
Всего листов 12
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 trial, по каждому каналу -45
суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;
− сервер–хранениерезультатовизмерений,состоянийсредствизмерений–
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах
Амурской области типографским способом.
Альфа А18003
Комплектность средства измерений
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 8.
Таблица 8 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТит компонентаКоличество
Трансформаторы тока встроенные ТВ 3
Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-IV 3
Трансформаторы тока встроенные ТЛО-10 7
Трансформаторы тока встроенные ТПЛ-10М 2
Трансформаторы тока ТФЗМ-35Б IУ1 7
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ 10 3
Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 6
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 4
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 1
Трансформаторы напряжения антирезонансные ЗНОМ-35-65 5
Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа 5
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональныеCЭТ-4ТМ.032
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-3271
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325L2
Устройства сбора и передачи данных серии Сикон С501
Сервер базы данных ОАО «РЖД» HP ML 5702
Сервер базы данных
3650
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
HP ProLiant BL460c G7 2
Сервер коммутационный ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
A
ppli
c
a
t
ion
S
er
v
er
IB
M x
1
DB Se ver
рация»
Сервер архивов и сервер баз данных
1 I
B
M x
r
3650
1
Сервер сбора данных ОАО «ДГК» филиал «Амурская гене-
EMC
O
S Corp
o
ra
t
e L
i
te 1
ИВКЭ Райчихинской ГРЭСEMCOS Local1
Устройство синхронизации системного времени РСТВ-01-011
Устройство синхронизации системного времени УСВ-12
Формуляр 13526821.4611.055.ЭД.ФО —1
Технорабочий проект
13526821.4611.056.Т1.01 П4
—1
Лист № 11
Всего листов 12
Поверка
осуществляется по документу МП 64610-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Амурской области. Методика поверки»,
утвержденному 07 июня 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
− трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки";
− трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«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 А1800 – в соответствии с документом
МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19
мая 2006 г.;
−счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа – по методике поверки «Много-
функциональный микропроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА)»,
утверждённой ГЦИ СИ ГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в феврале 1998 г.;
−счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки
ИЛГШ.41152.124РЭ1;являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.41152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004г.
− УСПД RTU-325L – по документу «Устройства trial и передачи данных серии
RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
− УСПД RTU-327 – по документу «Устройства сбора и передачи данных серии
RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.;
− Сикон С50 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50.
Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2010 г.;
− РСТВ-01-01 – по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика
поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2011г.;
− УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика
поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 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 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию
свидетельства о поверке».
Лист № 12
Всего листов 12
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.056.Т1.01 П4 «Технорабочий
проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в
границах Амурской области.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Амурской
области
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)
ИНН 7706284124
105066, г. Москва, ул. Ольховская, д. 27, стр. 3
Телефон/Факс (495) 926-99-00/(495) 280-04-50
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 69286-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Джамку | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82862-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СЕВЭНЕРГОСБЫТ" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 48074-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63495-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АтомЭнергоСбыт" (ФГУП ПО "Север") | Нет данных | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 40671-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Комсомольский НПЗ" (ООО "РН-Энерго") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы и технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений