33359-06: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 33359-06
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
33359-06: Описание типа СИ Скачать 631.2 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.В 2010 г. изменено Описание типа (НТК 03д2 от 29.07.10 п.387) в связи с расширением числа измерительных каналов.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 33359-06
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго"
Технические условия на выпуск проект. документация ООО "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2010
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ Ростест-Москва
Адрес центра 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31
Руководитель центра Бас Виталий Николаевич
Телефон (8*095) 332-67-77
Факс 124-99-96
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 26090
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 03д2 от 29.07.10 п.38714д от 14.12.06 п.63
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

 Россия 

107174, Новая Басманная ул., 2. Тел./Факс (495)262-60-55, (105066, Ольховский пер, 205), www.rzd.ru, E-mail: info@rzd.ru

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП-170/447-2005
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

33359-06: Описание типа СИ Скачать 631.2 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Лист № 2

Всего листов 10

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S и 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (TH) классов точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Евро-АЛЬФА класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), ЕвроАЛЬФА и СЭТ-4ТМ.02.02 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 36 измерительных каналов системы по количеству точек учета электроэнергии;

2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс, состоящий из двух подуровней: информационно-вычислительного комплекса регионального Центра энергоучёта, реализованного на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327), выполняющего функции сбора и хранения результатов измерений, и информационновычислительного комплекса Центра сбора данных АИИС КУЭ, реализованного на базе серверного оборудования (серверов сбора данных-основного и резервного, сервера управления), автоматизированного рабочего места администратора (АРМ), технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах, в частности в счётчиках, где происходит датирование измерений, с точностью не хуже ±5 се-кунд/сутки. Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. В качестве приёмника сигналов GPS о точном астрономическом времени используются устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключаемые к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, Альфа-Центра в составе ИВК верхнего уровня и счетчиков, составляет 1 с. Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем АИИС КУЭ происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00:00 до 03:00 часов. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Лист № 3 Всего листов 10 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Уровень ИВК АИ-ИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр №19495-03, зав. №000525) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии Альфа-Центр (Госреестр №20481-00).

Технические характеристики

№ п/п

Диспетчерское наименование точки учета

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока актив-ной/реактивной энергии

1

2

3

4

5

6

ЭЧЭ-115 ТП "Жуковка"

1

Ввод ПО кВ точка измерения №1

ТФЗМ-ПОБ класс точности 0,5 Ктг=300/5 Зав. № б/н; б/н

НКФ-110 класс точности 0,5 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. № б/н; б/н

EA05RAL-P1B-4 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01121791

активная реактивная

2

ПЭ Рославль 10 кВ точка измерения №3

ТПЛ-10 класс точности 0,5 Кп=50/5 Зав. № 545774; 545778

НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1259

EA05RL-P1B-3 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01102043

активная реактивная

ТП "Брянск-Восточный"

3

Ввод1 ВЛ-110 кВ "Дормаш" точка измерения №64

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0,2S Кп=300/1 Зав. №4593; 4631; 4682

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:V3/100:>/3 Зав. №2148; 2131; 2118

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01182157

активная реактивная

4

Ввод 2 ВЛ-110 кВ "БРЭС" точка измерения №65

ТБМО-ПОУХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. №4680; 4676; 4685

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. № 1723; 1725; 2105

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01186625

активная реактивная

5

ТП-1-110кВ точка измерения №66

ТБМО-НОУХЛ1 класс точности 0.2S Ктг=150/1 Зав. №4699; 4663; 4659

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Kth=110000:a/3/100:V3 Зав. №2148; 2131; 2118

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01182102

активная реактивная

6

ТП-2-110 кВ точка измерения №67

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=150/1 Зав. № 4664; 4658; 4673

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:>/3/100:>/3 Зав. № 1723; 1725; 2105

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01186597

активная реактивная

7

Ввод-1 35 кВ точка измерения №9

ТВТ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № б/н; б/н

НАМИ-35 класс точности 0,5 Ктн=35ООО/1ОО Зав. №315

EA05RAL-BN-4 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01121848

активная реактивная

8

Ввод-2 35 кВ точка измерения №10

ТВТ-35 класс точности 0,5 Ктг=600/5 Зав. № б/н; б/н

НАМИ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. № 327

EA05RAL-BN-4 класс точности 0,5 S/1,0 Зав. №01121759

активная реактивная

9

1-ая цепь ЛЭП Фо-кинская 35 кВ точка измерения №11

ТФН-35М; ТФНД-35М класс точности 0,5 Кп=600/5 Зав. № 2462; 18536

НАМИ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. №315

EA05RL-P1B-3 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01138701

активная реактивная

10

2-ая цепь ЛЭП Фо-кинская 35 кВ точка измерения №12

ТФН-35М; ТФНД-35М класс точности 0,5 Ктг=600/5 Зав. №2362; 18537

НАМИ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. №327

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/l ,0 Зав. №01138585

активная реактивная

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

и

Блок 35 кВ точка измерения №13

ТФН-35М класс точности 0,5 Ктг=200/5 Зав. № 9243; 8808

НАМИ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. №315

EA05RL-P1B-3 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01138625

активная реактивная

12

Ввод 1 27,5 кВ точка измерения №14

ТВ ДМ-35 класс точности 0,5 Ктг=1500/5 Зав. № 7393; 7393; 7393

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 877227; 891500

EA05RAL-BN-4 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01121786

активная реактивная

13

Ввод 2 27,5 кВ точка измерения №15

ТВ ДМ-35 класс точности 0,5 Ктг=1500/5 Зав. № 7402; 7402; 7402

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 877252; 855412

EA05RAL-BN-4 класс точности 0,5S/l ,0 Зав. №01121859

активная реактивная

14

Ф-603 6 кВ точка измерения №20

ТВК-10 класс точности 0,5 Ктт=15О/5 Зав. №08504; 11520

НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1352

EA05RL-P1B-3 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01138630

активная реактивная

15

Ф-604 6 кВ точка измерения №21

ТВК-10 класс точности 0,5 Ктг=150/5 Зав. №11488; 11484

НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1352

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5 S/1,0 Зав. №01130557

активная реактивная

16

Ф-605 6 кВ точка измерения №22

ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктг=ЗОО/5 Зав. №2721; 2729

НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1352

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/l ,0 Зав. №01102279

активная реактивная

17

Ф-607 6 кВ точка измерения №24

ТВК-10 класс точности 0,5 Кп=100/5 Зав. № 00647; 00551

НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1352

EAO5RL-P1B-3 класс точности 0,5 S/1,0 Зав. №01101919

активная реактивная

18

Жилой дом 0,23кВ точка измерения №32

Т-0,66 класс точности 0,5 Кп=150/5 Зав. № 107594; 107499

EA05RL-P1B-3 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01138690

активная реактивная

ЭЧЭ-116 ТП "Навля"

19

Ввод-1 35 кВ точка измерения №33

ТФНД-35М класс точности 0,5 Кп=600/5 Зав. № 5528; 10063; 5737

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000:<3/100:<3 Зав. № 1405415; 1174438;1350682

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01041020

активная реактивная

20

Ввод-2 35 кВ точка измерения №34

ТФН-35М класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 16938; 7004; 9901

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35ООО:л/3/1ОО:^3 Зав. № 880959; 880985; 881122

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01025347

активная реактивная

21

Ф.№2 35 кВ точка измерения №35

ТФНД-35М класс точности 0,5 Ктт=ЗОО/5 Зав. №4947; 4916; 4384

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000:<3/100:л/3 Зав. № 1405415; 1174438; 1350682

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01025465

активная реактивная

22

Ф.№4 35 кВ точка измерения №37

ТФНД-35М класс точности 0,5 Ктг=ЗОО/5 Зав. № 992; 987; 991

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000:<3/100:<3 Зав. № 880959; 880985; 881122

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01025345

активная реактивная

23

Ввод-1 27,5 кВ точка измерения №38

ТФН-35М класс точности 0,5 Ктг=1000/5 Зав. № 1403; 5854; 8975

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 855266; 855299

EA05RAL-BN-4 класс точности 0,5 S/1,0 Зав. №01121795

активная реактивная

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

24

Ввод-2 27,5 кВ точка измерения №39

2хТФН-35М; ТФЗМ-35А класс точности 0,5 Ктт=Ю00/5 Зав. № 9464; 48806; 8875

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/Ю0 Зав. № 862584; 862666

EA05RAL-BN-4 класс точности 0.5S/1,0 Зав. №01121842

активная реактивная

ЭЧЭ-117 ТП "Холмечи"

25

ВЛ-110кВ "Холмечи-Центральная-Западная" точка измерения №68

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. №5137; 5143; 4725

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. №3828; 3825; 3963

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 111080075

активная реактивная

26

ВЛ-1 ЮкВ "Холмечи-Центральная-Восточная" точка измерения №69

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0,2S Ктг=300/1 Зав. № 5144; 5090; 4729

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000^3/100:^3 Зав. №3819; 3834; 3831

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №111080493

активная реактивная

27

ВЛ-1 ЮкВ "Холмечи-Суземка-Восточная" точка измерения №70

ТБМО-ПОУХЛ1 класс точности 0,2S Ктг=300/1 Зав. № 5075; 5086; 4500

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. № 3828; 3825; 3963

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №111080066

активная реактивная

28

ВЛ-1 ЮкВ "Холмечи-Суземка-Западная” точка измерения №71

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0.2S Ктг=300/1 Зав. №5177; 5169; 4212

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. №3819; 3834; 3831

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 111080169

активная реактивная

29

Ввод 1 ЮкВ трансформатора Т1 точка измерения №72

ТБМО-ПОУХЛ1 класс точности 0,2S Кп=100/1 Зав. №4839; 4889; 4849

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=1 10000:^3/100:^3 Зав. № 3828; 3825; 3963

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. №111080118

активная реактивная

30

Ввод 1 ЮкВ трансформатора Т2 точка измерения №73

ТБМО-1ЮУХЛ1 класс точности 0,2S Кп=100/1 Зав. №4814; 4853; 4888

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Кта=1ЮООО:л/3/ЮО:>/3 Зав. №3819; 3834; 3831

СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 111080071

активная реактивная

31

Ввод-1 27,5 кВ точка измерения №51

ТВ-35/ЮХЛ класс точности 0,5 Ктг=600/5 Зав. №3046; 3046; 3046

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/Ю0 Зав. № 85266; 855299

EA05RAL-BN-4 класс точности 0,5S/l ,0 Зав. №01121819

активная реактивная

32

Ввод-2 27,5 кВ точка измерения №52

ТВ-35/ЮХЛ класс точности 0,5 Ктг=600/5 Зав. №3047; 3047; 3047

3HOM-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/Ю0 Зав. №902052; 880548

EA05RAL-BN-4 класс точности 0,5S/l,0 Зав. №01121860

активная реактивная

33

Ввод№1 10 кВ точка измерения №55

ТПЛ-Ю класс точности 0,5 Ктг=300/5 Зав. №11826; 11825

НАМИ-Ю класс точности 0,5 Ктн=Ю000/Ю0 Зав. № 1825

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01085175

активная реактивная

34

Ввод№2 ЮкВ точка измерения №56

ТЛП-Ю класс точности 0,5 Ктт=ЗОО/5 Зав. № 11830; 13415

НАМИ-Ю класс точности 0,5 Ктн=Ю000/Ю0 Зав. № 1506

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01085177

активная реактивная

35

Ф.№1 10 кВ точка измерения №57

ТПЛМ-Ю класс точности 0,5 Ктт=50/5 Зав. № 21260; 27824

НАМИ-Ю класс точности 0,5 Ктн=Ю000/Ю0 Зав. №1825

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01053470

активная реактивная

36

Ф.№2 ЮкВ точка измерения №58

ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Кп=75/5 Зав. № 1884; 26063

НАМИ-Ю класс точности 0,5 Ктн=Ю000/Ю0 Зав. №1506

A1R-3-0L-C25-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. №01053471

активная реактивная

Таблица 2. Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтенной активной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95:

Номер точки измерения

диапазон тока

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

cos<p= 1,0

coscp-0,87

cos <p - 0,8

cos ф = 1,0

COS(p = 0,87

cos ф = 0,8

1

2

3

4

5

6

7

8

1,3,9-15,20-22,24,38,39, 51,52

(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5S)

0,05Ihi < 11 < 0,2Ihi

1,8

2,5

2,9

2,2

2,8

3,2

0,2Ihi 11 < 1Н1

1,2

1,5

1,7

1,7

1,9

2,1

Ihi < It £ 1,2Ihi

1,0

1,2

1,3

1,5

1,7

1,8

64-73

(ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)1н, <, Ii < 0,051н,

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

0,05Ihi < Ii < 0,21Н|

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,2Ihi < Ii < Ihi

0,5

0,6

0,6

0,7

0,8

0,8

Ihi £ Ii £ 1,21Н1

0,5

0,6

0,6

0,7

0,8

0,8

32

(ТТ 0,5; Сч 0.5S)

0,051Н1 £ Ii < 0,21Н1

1,7

2,4

2,8

2,1

2,7

3,1

0,21Н1 < Ii < Ihi

1,0

1,3

1,5

1,5

1,8

1,9

Ihi < Т < 1,2Ihi

0,8

1,0

1,1

1,4

1,6

1,6

33-35,37, 55-58

(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,2S)

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,8

2,5

2,8

1,9

2,5

2,9

0,21Н1 S Ii < Ihi

1,1

1,4

1,6

1,2

1,5

1,7

Ihi I] £ 1,21Н1

0,9

1,1

1,2

1,0

1,2

1,4

Таблица 3. Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер точки измерения

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтенной реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, ± %

диапазон тока

cos ф = 0,87(sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

1

2

3

4

1,3,9-15,20-22,24,38,39, 51,52

(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 1,0)

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

6,0

5,0

0,2Ihi Ii < Ihi

3,4

2,9

Ihi Ii 2 1,21Н1

2,7

2,4

64-73

(ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5)

0,02lHi < Ii < 0,05Ihi

2,8

2,4

0,051Н] £ Ii < 0,2Ihi

1,7

1,5

0,21Н1 < Ii < Ihi

1,3

1,1

Ihi < Ii <, 1,2Ihi

1,2

1,1

32

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,05Ihi S Ii < 0,2Ihi

5,9

4,8

0,21Н] 21, < Ihi

3,2

2,7

Ihi £ 1| £ 1Д1Н1

2,4

2,2

33-35,37, 55-58 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5)

0,05Ihi < Ii < 0,21Н]

5,6

4,5

0,2Ihi < Ii < Ihi

3,0

2,5

Ihi £ Ii $ 1Д1Н1

2,3

1,9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны гарницы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. . Нормальные условия эксплуатации :

• Параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 * 1,02)Uh; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosip (sinip) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• температура окружающего воздуха: ТТ и TH - от - 40“С до + 50°С; счетчиков - от + 18°С до + 25°С; ИВКЭ - от + Ю’С до + 30"С; ИВК - от + Ю’С до + ЗО’С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

,ДляТТиТН:

• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока -(0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos<p(sin<p) - 0,8 + 1,0(0,6 0,87); частота -       (50 + 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от - ЗО'С до + 35’С.

Для электросчетчиков:

• для счётчиков электроэнергии "ЕвроАльфа" от минус 40°С до плюс 70 °C;

• для счётчиков электроэнергии "Альфа Плюс" от минус 40°С до плюс 55 °C;

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока -(0,01(0,05 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos(p(sinq>) - 0,8 + 1,0(0,5 + 0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2 от минус 40 °C до плюс 55 °C;

• температура окружающего воздуха - от + Ю°С до + 30°С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ТП ОАО "РЖД" в границах ОАО "Брянскэнерго" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2006.

Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ ЕвроАЛЬФА - не менее 50000 часов; для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02.2 - не менее 90000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час;

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

1) параметрирования;

2) пропадания напряжения;

3) коррекция времени

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1) счетчика;

2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3) испытательной коробки;

4) УСПД;

- 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: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА - не менее 5 лет при 25 °C, не менее 2 лет при 60 °C; для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет; для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02.2 - не менее года;

• 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго" типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацие на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго"._____________________________

Наименование

Кол-во, шт.

1

2

Трансформатор тока

92

Трансформатор напряжения

38

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

1

Счётчик электрической энергии

36

Методика поверки

1

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций ОАО "Российские железные дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго". Измерительные каналы. Методика поверки" МП 170/447-2005, утвержденная ФГУ "Ростест-Москва" в декабре 2005г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2845-2003 "Измерительные трансформаторы напряжения 6Л/3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации";

- Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

- Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом мп-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

Лист № 9

Всего листов 10

Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являюейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г;СЭТ-4ТМ.ОЗ - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1

- УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы программно-аппаратных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20...+ 60 °C, дискретность 0,1 °C; диапазон измерений относительной влажности от 10... 100 %, дискретность 0,1 %.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S - 0,5 S).

ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки

ГОСТ 8.216-88 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

МИ 2999-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа".

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП ОАО "РЖД" в границах ОАО "Брянскэнерго".

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские железные дороги" в границах ОАО "Брянскэнерго" утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации, полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов...