ГРСИ 83726-21: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Московской области Обозначение отсутствует. Поверка

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «17» ноября 2021 г. № 2580

Лист № 1

Регистрационный № 83726-21Всего листов 22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД -

филиала ОАО «РЖД» в границах Московской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)тяговыхподстанцийМосковскойЖД-филиала

ОАО «РЖД» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для

измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерения.

Измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.

Первый уровень –измерительно-информационный комплекс(ИИК),включающийв себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс регионального Центра

энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) основных

типа ЭКОМ-3000 и резервных типа RTU327, выполняющих функции сбора, хранения

результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

основной и резервный серверы, устройства синхронизации системного времени (УССВ),

каналообразующуюаппаратуру,техническиесредствадляорганизациилокальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированныерабочие

места персонала (АРМ).

Основнойсерверфункционируетнабазепрограммногообеспечения(ПО)

«ГОРИЗОНТ». Резервный сервер функционирует на базе ПО «Энергия Альфа 2».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков 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.

Лист № 2

Всего листов 22

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы основных и резервных УСПД. С основных УСПД данные

передаются по основному каналу связи в основной сервер ИВК, где производится обработка

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и оформление

отчетных документов. В резервных УСПД производится обработка измерительной информации

(умножение на коэффициенты трансформации) и далее по основному каналу связи данные

передаются в резервный сервер ИВК, где происходит оформление отчетных документов.

Допускается передача данных с резервных УСПД с обработкой измерительной

информации (умножение на коэффициенты трансформации) в основной сервер ИВК. При этом

обработка измерительной информации в основном сервере ИВК не производится.

Основной и резервный серверы функционируют независимо друг от друга. Исключение

из работы одного из серверов (основного или резервного) из ИК не влияет на функционирование

находящегося в работе сервера и АИИС КУЭ в целом.

Основные и резервные УСПД функционируют независимо друг от друга. Исключение

из работы основного или резервного УСПД из ИК не влияет на функционирование находящихся

в работе УСПД и АИИС КУЭ в целом.

Дальнейшая передача информации от ИВК третьим лицам осуществляется по каналу

связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ

утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с

регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети

Internet.

АИИС КУЭ оснащенасистемойобеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ),

которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений

времени,имеетнормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечивает

автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется

единое календарное время. В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ИВК, сервер

синхронизации времени ССВ-1Г, устройство синхронизации времени УСВ-3.

Основной сервер ИВК оснащен основным сервером синхронизации времени ССВ-1Г и

резервным устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов между

основным сервером ИВК и ССВ-1Г осуществляется посредством ntp-сервера.

Периодичность сравнения показаний часов между основным сервером ИВК и сервером

синхронизации времени осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени

происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени

настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна

превышать величину ±1 с (параметр программируемый). В случае отсутствия связи с основным

сервером синхронизации времени ССВ-1Г, синхронизация NTP-cервера осуществляется от

резервного устройства синхронизации времени УСВ-3 не реже 1 раза в сутки.

Резервный сервер ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3.

Сравнение показаний часов осуществляется с периодичностью не реже 1 раза в сутки.

Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка

коррекциивременинастраивается сучетомобеспечения допускаемой погрешности СОЕВАИИС

КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

Основные и резервные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от ИВК, в том числе

посредством ntp-сервера.

Лист № 3

Всего листов 22

Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки.

Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки

коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения

допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр

программируемый).

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (основых и резервных) происходит при

каждом сеансе связи счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении

показаний на величину более чем 2 с.

Программное обеспечение

В основном сервере используется ПО «ГОРИЗОНТ»

ПО «ГОРИЗОНТ» используется при учете электрической энергии и обеспечивает сбор,

обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение,

распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом

оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).

ПО «ГОРИЗОНТ» имеет русифицированный интерфейс пользователя (включая

вспомогательные и сервисные функции).

ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной

информациипаролямивсоответствии справами доступа. ПО «ГОРИЗОНТ»обеспечивает работу

по защищенным протоколам передачи данных.

МетрологическизначимойчастьюПО«ГОРИЗОНТ»являетсябиблиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll.

Идентификационные данные ПО «ГОРИЗОНТ» указаны в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

MD 5

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

ГОРИЗОНТ

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора

Уровень защиты ПО «ГОРИЗОНТ» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

В резервном сервере используется ПО «Энергия Альфа 2».

ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и

обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их

отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных

регламентом оптового рынка электроэнергии.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации

паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергия Альфа 2».

Метрологически значимой частью ПО «Энергия Альфа 2» является файл enalpha.exe.

Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2» указаны в таблице 2.

Лист № 4

Всего листов 22

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Энергия Альфа 2

Цифровой идентификатор ПО ( файл enalpha.exe)

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

MD 5

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения «Энергия Альфа 2»

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 2.0.3.3

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 22

Метрологические и технические характеристики

Уровень ИИК

Тип, модификация

СИ

Класс

точности

Коэффициент

трансформации

Рег. №

УССВ

(тип, рег. №)

УССВ

(тип, рег. №)

1

ТП Подольск

Ввод-1 6кВ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

0,2

6000/100

59814-15

2

ТП Подольск

Ввод-3.1 6кВ

59814-15

Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ

ИК

Уровень

ИВК

№

Наименование ИК

Вид СИ

Уровень

ИВКЭ

УСПД

основной

(тип, рег. №)

123

45

7

8

УСПД

резервный

(тип, рег. №)

9

10

6

ТП Подольск

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С0,2S

1500/569606-17

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С0,2S

1500/569606-17

0,2S

1500/5

69606-17

ТТ

ТН

Счетчик

C ТОЛ-НТЗ-10-11С

A

B НАЛИ-НТЗ-6-07

C

A1802RALQ-P4GB-DW-4

0,2S/0,5

1

31857-11

0,2S1500/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 6

Всего листов 22

3

ТП Подольск

ПВ1

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

59814-15

4

ТП Подольск

ПВ3.1

59814-15

5

ТП Подольск

ТСН1

59814-15

Продолжение таблицы 3

1

2

345

67

0,2S 1500/5

8910

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,2S1500/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,5S100/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 7

Всего листов 22

6

ТП Подольск

Ф1ПЭ Москва

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

59814-15

7

ТП Подольск

Ввод-2 6кВ

59814-15

8

ТП Подольск

Ввод-3.2 6кВ

59814-15

Продолжение таблицы 3

1

2

345

6 7

0,2S 200/5

8910

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,2S1500/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,2S1500/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 8

Всего листов 22

9

ТП Подольск

ПВ2 6кВ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

59814-15

10

ТП Подольск

ПВ3.2 6кВ

59814-15

11

ТП Подольск

ТСН2 6кВ

59814-15

Продолжение таблицы 3

1

2

345

67

0,2S 1500/5

8910

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,2S1500/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,5S100/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 9

Всего листов 22

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

59814-15

13

ТП Подольск

Ф3ПЭ Москва 6кВ

59814-15

14

ТП Подольск

Ф1СЦБ 6кВ

Продолжение таблицы 3

12

345

ТП Подольск

12Ф2ПЭ Столбовая

6кВ

6 7

0,2S 200/5

8910

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

0,2S75/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-6-07

0,26000/100

ТНC

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-6

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-6

ТНC ЗНОЛП-НТЗ-6

0,5S75/5

0,2 (6000/√3)/(100/√3)

0,2(6000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 10

Всего листов 22

15

ТП Подольск

Ф2СЦБ 6кВ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

69606-17

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

69606-17

0,2S

750/5

69606-17

0,2

35000/100

70747-18

17

ТП Салтыковская

ПВ3-35

35000/100

70747-18

Продолжение таблицы 3

1

2

345

9

10

ТТA ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТB ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТC ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-6

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-6

ТНC ЗНОЛП-НТЗ-6

6 7

0,5S 75/5

0,2 (6000/√3)/(100/√3)

0,2(6000/√3)/(100/√3)

8

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RLQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

ТП Салтыковская

16Ввод-1 35кВ

Восточный

ТТA ТОЛ-НТЗ-35-12АБ

0,2S750/5

ТТB ТОЛ-НТЗ-35-12АБ

0,2S750/5

ТТ

ТН

Счетчик

C ТОЛ-НТЗ-35-12АБ

A

B НАЛИ-НТЗ-35

C

A1802RALQ-P4GB-DW-4

0,2S/0,5

1

31857-20

300/5

69606-17

ТТA ТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТB ТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТC ТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТНA

ТНB НАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

Счетчик A1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 11

Всего листов 22

18

ТП Салтыковская

ПВ1-35

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

35000/100

70747-18

19

ТП Салтыковская

Т-1 35кВ

35000/100

70747-18

35000/100

70747-18

Продолжение таблицы 3

1

2

7

300/5

8910

69606-17

3456

ТТ A ТОЛ-НТЗ-35-11АБ 0,2S

ТТB ТОЛ-НТЗ-35-11АБ 0,2S

ТТC ТОЛ-НТЗ-35-11АБ 0,2S

ТН A

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

150/5

69606-17

ТТAТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТТBТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТТCТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТНA

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

ТП Салтыковская

20Ввод-2 35кВ

Западный

750/5

69606-17

ТТAТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТТBТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТТCТОЛ-НТЗ-35-12АБ0,2S

ТНA

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

Лист № 12

Всего листов 22

21

ТП Салтыковская

Т-2 35кВ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

35000/100

70747-18

22

ТП Салтыковская

ПВ2-35

35000/100

trial-18

23

ТП Салтыковская

ПВ4-35

35000/100

70747-18

Продолжение таблицы 3

1

2

7

150/5

8910

69606-17

3456

ТТ A ТОЛ-НТЗ-35-12АБ 0,2S

ТТB ТОЛ-НТЗ-35-12АБ 0,2S

ТТC ТОЛ-НТЗ-35-12АБ 0,2S

ТН A

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

300/5

69606-17

ТТAТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТBТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТCТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТНA

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

300/5

69606-17

ТТAТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТBТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТТCТОЛ-НТЗ-35-11АБ0,2S

ТНA

ТНBНАЛИ-НТЗ-350,2

ТНC

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 13

Всего листов 22

24

ТП Салтыковская

Ф3-10 АСУКУПЭ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

25

ТП Салтыковская

Ф1ПЭ

26

ТП Салтыковская

ТСН1-10

Продолжение таблицы 3

1

2

345

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

6 7

0,2S 150/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

8910

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

0,2S150/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1805RAL-P4GB-DW-40,5S/1,0131857-11

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

0,2S75/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

Лист № 14

Всего листов 22

27

ТП Салтыковская

Ввод-1 10кВ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

28

ТП Салтыковская

ТСН2-10

29

ТП Салтыковская

Ввод-2 10кВ

Продолжение таблицы 3

1

2

345

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

6 7

0,2S 400/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

8910

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

0,2S75/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

0,2S400/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-20

Лист № 15

Всего листов 22

30

ТП Салтыковская

Ф2ПЭ

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

31

ТП Салтыковская

Ф3ПЭ

32

ТП Салтыковская

Ф1СЦБ-6

Продолжение таблицы 3

1

2

345

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

6 7

0,2S 150/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

8910

69606-17

69604-17

Счетчик A1802RALXQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНA ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНB ЗНОЛП-НТЗ-10

ТНCЗНОЛП-НТЗ-10

0,2S100/5

0,2 (10000/√3)/(100/√3)

0,2(10000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНAЗНОЛП-НТЗ-6-И

ТНBЗНОЛП-НТЗ-6-И

ТНCЗНОЛП-НТЗ-6-И

0,5S50/5

0,5 (6000/√3)/(100/√3)

0,5(6000/√3)/(100/√3)

69606-17

69604-17

Счетчик A1802RALXQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Лист № 16

Всего листов 22

33

ТП Салтыковская

Ф2СЦБ-6

ЭКОМ-3000

рег. №

17049-14

RTU327

рег. №

19495-03

ССВ-1Г

рег. №

58301-14

УСВ-3

рег. №

51644-12

Продолжение таблицы 3

1

2

345

9

10

ТТAТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТBТОЛ-НТЗ-10-11С

ТТCТОЛ-НТЗ-10-11С

ТНAЗНОЛП-НТЗ-6-И

ТНBЗНОЛП-НТЗ-6-И

ТНCЗНОЛП-НТЗ-6-И

6 7

0,5S 50/5

0,5 (6000/√3)/(100/√3)

0,5(6000/√3)/(100/√3)

8

69606-17

69604-17

СчетчикA1802RALQ-P4GB-DW-40,2S/0,5131857-11

Примечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на

улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем

порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами

на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, – активная, реактивная.

Лист № 17

Всего листов 22

5, 11, 14, 15

(Счетчик 0,2S;

ТТ 0,5S; ТН 0,2)

25

(Счетчик 0,5S;

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

32, 33

(Счетчик 0,2S;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

Номер ИК

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК

при измерении активной электрической энергии в нормальных

Н

ом

ер

ИКc

os

φ

условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95



1(2)%

,



5 %

,



20 %

,



100 %

,



I

1(2)%



I

изм

< I

5 %

I

5 %



I

изм

<I

20 %

I

20 %



I

изм

<I

100%

I

100 %



I

изм



I

120%

123 4 5 6

1 – 4, 6 – 10, 12, 13

16 – 24, 26 – 31

(Счетчик 0,2S;

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,01,00,60,50,5

0,81,10,80,60,6

0,51,81,30,90,9

1,01,70,90,70,7

0,82,51,51,01,0

0,54,72,81,91,9

1,01,40,80,70,7

0,81,51,00,80,8

0,52,11,61,11,1

1,01,81,10,90,9

0,82,51,61,21,2

0,54,83,02,22,2

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК

при измерении реактивной электрической энергии в нормальных

cosφ

условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95



2%

,



5 %

,



20 %

,



100 %

,



I

2%



I

изм

< I

5 %

I

5 %



I

изм

<I

20 %

I

20 %



I

изм

<I

100%

I

100 %



I

изм



I

120%

0,81,81,41,01,0

0,51,50,90,80,8

0,83,82,41,61,6

0,52,41,41,11,1

0,82,21,91,31,3

0,51,91,81,21,2

1 – 4, 6 – 10, 12, 13

16 – 24, 26 – 31

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

5, 11, 14, 15

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,5S; ТН 0,2)

25

(Счетчик 1,0;

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

32, 33

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,84,02,51,91,9

0,52,41,51,21,2

Лист № 18

Всего листов 22

16 – 24, 26 – 31

Продолжение таблицы 4

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК

при измерении активной электрической энергии в рабочих

Н

ом

ер

ИКc

os

φ

условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95



1(2)%

,



5 %

,



20 %

,



100 %

,



I

1(2)%



I

изм

< I

5 %

I

5 %



I

изм

<I

20 %

I

20 %



I

изм

<I

100%

I

100 %



I

изм



I

120%

123456

1 – 4, 6 – 10, 12, 13

1,0 1,2 0,8 0,8 0,8

(Счетчик 0,2S;

0,81,31,00,90,9

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,52,01,41,21,2

5, 11, 14, 15

1,0 1,8 1,1 0,9 0,9

(Счетчик 0,2S; 0,8 2,5 1,6 1,2 1,2

ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,5 4,7 2,8 2,0 2,0

25

1,0 1,9 1,5 1,4 1,4

(Счетчик 0,5S; 0,8 2,0 1,7 1,6 1,6

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,5 2,5 2,2 1,9 1,9

32, 33

1,0 1,9 1,2 1,0 1,0

(Счетчик 0,2S; 0,8 2,6 1,7 1,4 1,4

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,5 4,8 3,0 2,3 2,3

16 – 24 26 – 31

(Счетчик 0,5;

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК

при измерении реактивной электрической энергии в рабочих

Н

ом

ер

ИКc

os

φ

условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95



2%

,



5 %

,



20 %

,



100 %

,



I

2%



I

изм

< I

5 %

I

5 %



I

изм

<I

20 %

I

20 %



I

изм

<I

100%

I

100 %



I

изм



I

120%

1 – 4, 6 –

,

10, 12, 13

0,82,3 2,0 1,7 1,7

(Счетчик 1,0;

Т

0

,

2S;

Т

Н

0

,

2)

0,52,01,61,51,5

5, 11,

14,

15

0,84,12,82,22,2

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,5 2,7 1,9 1,7 1,7

25

0,8 3,8 3,7 3,4 3,4

5

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,53,63,53,33,3

32, 33

0,84,22,92,32,3

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,52,82,01,81,8

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±



с

Примечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности



1(2)%P

для cos



=1,0

нормируются от I

1%

, границы интервала допускаемой относительной погрешности



1(2)%P

и



2%Q

для cos



<1,0 нормируются от I

2%

.

2 Метрологические характеристики ИКданы для измерений электроэнергиии средней

мощности (получасовой).

Лист № 19

Всего листов 22

от 99 до 101

от 1 до 120

0,87

от 49,85 до 50,15

от 90 до 110

от 1 до 120

0,5

от 49,6 до 50,4

120000

72

75000

40000

22000

2

45

3

3,5

Значение

от +21 до +25

от +5 до +35

от +10 до +25

45000

2

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков электрической энергии

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности, не менее

- частота, Гц

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

УСПД RTU327:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

- время восстановления, ч

Устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

- время восстановления, ч

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

при отключенном питании, лет, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

Лист № 20

Всего листов 22

Надежность системных решений:

− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД 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 счетчика:

− параметрирования;

− пропадания напряжения;

− коррекции времени в счетчике;

− журнал УСПД:

− параметрирования;

− пропадания напряжения;

− коррекции времени в счетчиках и УСПД;

− пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

− счетчиков электрической энергии;

− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

− испытательной коробки;

− УСПД.

− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

− счетчиков 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 информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

1

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Обозначение

2

ТОЛ-НТЗ-10-11С

ТОЛ-НТЗ-35-12АБ

ТОЛ-НТЗ-35-11АБ

НАЛИ-НТЗ-6-07

Количество

3

75 шт.

12 шт.

2 шт.

Лист № 21

Всего листов 22

Продолжение таблицы 6

1

Трансформатор напряжения

23

ЗНОЛП-НТЗ-6 6 шт.

НАЛИ-НТЗ-35 2 шт.

ЗНОЛП-НТЗ-10 6 шт.

ЗНОЛП-НТЗ-6-И 6 шт.

A1802RALQ-P4GB-DW-419 шт.

A1802RLQ-P4GB-DW-411 шт.

A1805RAL-P4GB-DW-41 шт.

A1802RALXQ-P4GB-DW-42 шт.

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных

Сервер синхронизации времени

ЭКОМ-3000 2 шт.

RTU327 2 шт.

ССВ-1Г1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-31 шт.

Формуляр

71319484.411711.001.30.ФО1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала

ОАО «РЖД» в границах Московской области», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва»,

уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Московской

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

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»)

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

Web-сайт: www

.

rzd.ru

E-mail: info@rzd.ru

Лист № 22

Всего листов 22

Испытательный центр

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области»

(ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-cайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных

лиц

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
25830-03	Система измерений количества нефти на узле учета нефти "Хадыженский"	Нет данных	ООО "Прайм Груп", г.Москва	1 год	Перейти
57533-14	Система измерительная объемного расхода (объема) воздуха, приведенного к стандартным условиям, цеха №08 НПЗ ОАО "ТАИФ-НК"	Нет данных	НПЗ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск	2 года	Перейти
73717-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть – Верхняя Волга" по объекту завод "Транснефтемаш"	Нет данных	АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород	4 года	Перейти
25796-03	Система измерения длительности соединений в составе коммутатора сети радиодоступа стандарта CDMA	Qcore 22X (коммутатор)	Фирма "Qualcomm", США	2 года	Перейти
46483-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Калино"	Нет данных	ООО "Энсис Технологии", г.Москва	4 года	Перейти