Untitled document

Приложение к свидетельству № 63749

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» (ОАО «РЖД»

в границах Забайкальского края (южный ход))

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах

Забайкальского края (южный ход)) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной

и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных

документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках

согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52323-2005,и в режиме измерений реактивной электрическойэнергиипо

ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных.Метрологические и техническиехарактеристики измерительныхкомпонентов

АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (далее – УСПД), программное

обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер

ОАО «РЖД», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», устройство синхронизации системного времени УССВ,

автоматизированноерабочееместо(далее–АРМ)ООО«ЭНЕРГОПРОМСБЫТ»,

каналообразующую аппаратуру,технические средства для организациилокальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Лист № 2

Всего листов 9

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт·ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на GSM/GPRS-модемы, и далее по каналу связи стандарта GSM – на входы УСПД, где

происходит накопление, хранение и передача полученных данных на сервер ОАО «РЖД» по

сети передачи данных ОАО РЖД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной

информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов

трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление

отчетных документов. Из сервера ОАО «РЖД» информация в виде xml-макетов формата 80020

передаётся в АРМ ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» в ПАК АО «АТС» за подписью

ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ и в другие смежные субъекты

ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов

формата 80020 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного

времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам

проверки времени, получаемым от GPS-приемника.

Часы сервера ОАО «РЖД» синхронизированы с УССВ, корректировка часов сервера

производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Часы УСПД синхронизированы с часами сервера ОАО «РЖД», сравнение показаний ча-

сов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов

УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса

связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении

показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от

счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера ОАО «РЖД» реализована с

помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,

часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав

которых входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР»

решаются задачи коммерческого учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного

интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени,

мониторинга нагрузок заданных объектов. С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются

задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной

информации.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,

обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1а – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

Таблица 1б – Идентификационные данные ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОЭнергия-Альфа 2

Номер версии (идентификационный номер) ПО 2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 9

ПС Борзя тяговая

110/25/10 кВ, ОРУ-110 кВ,

1 с.ш. 110 кВ, яч. ввода

ВЛ-110 кВ № 98

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01226767

ПС Борзя тяговая

110/25/10 кВ, ОРУ-110 кВ,

2 с.ш. 110 кВ, яч. ввода

ВЛ-110 кВ № 97

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01226766

ТРГ-110 II

300/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 4989

Зав. № 4990

Зав. № 4988

CPA 123

110000:√3/100:√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 8817243

Зав. № 8817247

Зав. № 8817244

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01226720

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характери-

стики ИК*

Счетчик

энергии

Вид

электро-

новной отно-

носительной

Пределы до-Пределы до-

Номер Наименование точки из-пускаемой ос- пускаемой от-

ИКмерений

ТТТНэлектрическойУСПДэнергии

сительной по- погрешности в

грешности,рабочих усло-

(±δ) %виях, (±δ) %

6789

актив-

ная0,91,6

реак-1,52,9

тивная

ТРГ-110 II

600/5

Кл.т. 0,2S

Зав. № 5000

Зав. № 5001

Зав. № 5002

ТРГ-110 II

600/5

Кл.т. 0,2S

Зав. № 5005

Зав. № 5003

Зав. № 5004

CPA 123

110000:√3/100:√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 8817249

Зав. № 8817250

Зав. № 8817251

CPA 123

110000:√3/100:√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 8817252

Зав. № 8817253

Зав. № 8817254

ПС Мирная тяговая

110/25/10 кВ, ОРУ-110 кВ,

1 с.ш. 110 кВ, яч. ввода

ВЛ-110 кВ

Шерловогорская ТЭЦ –

ПС 110 кВ Мирная

с отпайкой на

ПС Безречная

актив-

ная0,91,6

RTU-327

Зав. №реак-1,52,9

005736 тивная

актив-

ная1,13,0

реак-2,34,6

тивная

Лист № 5

Всего листов 9

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01226721

A1805RL-P4G-DW-3

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 01226794

RTU-327

Зав. №

005736

789

актив-

ная1,13,0

реак-2,34,6

тивная

яч. 2

30/5

Кл.т. 0,5S

Продолжение таблицы 2

ПС Мирная тяговаяТРГ-110 II

110/25/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 300/5

2 с.ш. 110 кВ, яч. вводаКл.т. 0,5

ВЛ-110 кВ Зав. № 4987

ПС 110 кВ Мирная – Зав. № 4986

ПС 110/35/6 кВ Первая Зав. № 4985

ПС Борзя тяговая

ТЛП-10

110/25/10 кВ,

КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ,

Зав. № 37151

Зав. № 37152

CPA 123

110000:√3/100:√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 8817245

Зав. № 8817248

Зав. № 8817246

НАМИТ-10

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

2869110000017

актив-

ная1,33,3

реак-2,56,2

тивная

Лист № 6

Всего листов 9

*Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos

=0,9инд.; частота

(50±0,2) Гц;

температура окружающей среды: (20±5) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

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

; диапазон

силы первичного тока (0,01(0,05)–1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

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

; диапазон

силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0

(0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;

относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

температура окружающего воздуха от плюс 1 до плюс 50 °С;

относительная влажность воздуха не более 85 % при плюс 40 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % I

ном

cos

=0,8инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от

плюс 10 до плюс 30 °С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается

замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

RTU-327 – среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=24 ч;

УССВ – среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч.

Лист № 7

Всего листов 9

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях не менее 180 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

RTU-327 – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

45 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Лист № 8

Всего листов 9

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТип компонента № Госреестра

Количе

тво,

шт.

многофункциональные

Трансформаторы тока элегазовые ТРГ-110 II 26813-06 12

Трансформаторы тока ТЛП-10 30709-11 2

Трансформаторы напряжения измерительные CPA 123 47846-11 12

Трансформаторы напряжения НАМИТ-10 16687-07 1

Счетчики электрической энергии трехфазные

Альфа А1800 31857-06 5

DL360 G4

Устройства сбора и передачи данныхRTU-32741907-091

Устройства синхронизации системного времени УССВ —1

Сервер ОАО «РЖД»

P Proliant

—1

010.ФО

АРМ ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ»IN WIN—1

Методика поверки ——1

Паспорт-формуляр

17254302.384106.

—1

Поверка

осуществляется по документу МП 65307-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ»

(ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края (южный ход)). Измерительные каналы. Методика

поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на

свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

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

счетчик 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.;

RTU-327 – в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства

сбораи передачиданныхRTU-327.Методикаповерки»,утвержденнымГЦИСИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и 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 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методизмеренийизложенвдокументе17254302.384106.010.И3«Система

автоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии

ООО «ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края (южный ход)).

Руководство пользователя».

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)

Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

ИНН 7707798605

Тел.: (499) 917-03-54

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)

Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № 30048-11 действителен до 1 декабря 2016 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев

«____»_____________2016 г.

М.п.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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