Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Курской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 45855-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 45855-10: Описание типа СИ | Скачать | 231.7 КБ |
Документы в 2010 г. в Госреестр не поступали
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 45855-10 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Курской области |
| 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 | 41507 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 03д4 от 29.07.10 п.90 |
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
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (80%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 1 (20%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 45855-10: Описание типа СИ | Скачать | 231.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Курской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Курское РДУ, ОАО «ФСК-ЕЭС», в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ конструктивно выполненная на основе ИВК «Альфа Центр» (Госре-естр № 20481-00) представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (TH), счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из двух подуровней: информационно-вычислительного комплекса регионального Центра энергоучёта (ИВК РЦЭ), реализованного на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327), выполняющего функции сбора и хранения результатов измерений, и информационно-вычислительного комплекса Центра сбора данных (ИВК ЦСД) 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.
АРМ представляет собой компьютер типа IBM PC настольного исполнения с операционной системой Windows и с установленным прикладным программным обеспечением (ПО) Альфа-Центр реализующим всю необходимую функциональность ИВК.
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).
Принцип действия:
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 РЦЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ЦСД.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: Windows (АРМ ИВК), прикладное ПО - Альфа-Центр, реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.
Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования, входящего в комплект УССВ, подключаемого 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, 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.
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.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 41907-09) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии Альфа-Центр (Госреестр № 20481-00).
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
|
№ ИИК п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро- энергии | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС ТП Возы ПТ-1-110 кВ |
ТБМО-НОУХЛ1 кл. т 0,2S Ктг =50/1 Зав. №3919; 3891; 3893 Госреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/100 Зав. № 1001; 1010; 1011 Г осреестр № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 103061126 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС ТП Возы ПТ-2-110 кВ |
ТБМО-1ЮУХЛ1 кл. т 0.2S Ктг = 50/1 Зав. № 3877; 3890; 3888 Госреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/100 Зав. №938; 942; 1017 Госреестр № 24218 -03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 109055064 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
3 |
ПС ТП Возы Фидер 1-10 кВ |
ТПФМ-10 кл. т0,5 Ктг = 100/5 Зав. № 3884; 4330 Госреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №965; 965; 965 Госреестр№ 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1102067 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
4 |
ПС ТП Возы Фидер 2-10 кВ |
ТПЛ-ЮУЗ кл. т 0,5 Ктг = 400/5 Зав. № 1705; 1715 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №965; 965; 965 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т0,5S/l,0 Зав № 1102186 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС ТП Возы Фидер 3-10 кВ |
ТПЛ-10УЗ кл. т 0,5 Ктг = 50/5 Зав. № 33571; 5928 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 960; 960; 960 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0.5S/1 ,0 Зав. № 1102185 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС ТП Возы Фидер 4-10 кВ |
ТЛО-Ю кл. т 0,2S Ктг = 400/5 Зав.№ 1007; 1165 Госреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №960; 960; 960 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/l,0 Зав. № 1101796 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
7 |
ПС ТП Возы Фидер 6-10 кВ |
ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктг =100/5 Зав. № 66395; 227 Госреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 960; 960; 960 Госреестр №20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0.5S/1,0 Зав. № 1102040 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
8 |
ПС ТП Курск Ввод 1-35 кВ |
STSM-38 кл. т 0,2S Ктг = 200/1 Зав. № 09/48843; 09/49104; 09/49108 Госреестр № 37491-08 |
NTSM-38 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. №08/11291; 08/10904; 08/11329 Госреестр № 37493-08 |
Al 802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 1196837 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
|
9 |
ПС ТП Курск Ввод 2-35 кВ |
STSM-38 кл. т 0.2S Ктг = 200/1 Зав. № 09/48850; 09/48839; 09/48849 Госреестр № 37491-08 |
NTSM-38 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 08/11488; 08/10836; 08/11326 Госреестр № 37493-08 j |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0.2S/0.5 Зав. № 1196811 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 1 - Состав измерительных каналов
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ПС ТП Курск Фидер ЦРП-1 (10 кВ) |
ТЛК-10 кл. т 0,5 Ктг= 150/5 Зав. № 18509; 18514 Госреестр №9143-01 |
ЗНОЛ-06 10УЗ кл. т0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 4758; 3270; 3268 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-P1B-3 кл. т0.5S/I.0 Зав. № 1050714 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
11 |
ПС ТП Курск Фидер ЦРП-2 (10 кВ) |
ТПЛ-ЮУЗ кл. т 0,5 Ктт= 100/5 Зав. № 1854; 1836 Госреестр № 1276-59 |
НОМ-Ю-66 У2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №7561; 7691; 2706 Госреестр № 4947-98 |
EAO5RL-P1B-3 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1102223 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
12 |
ПС ТП Поныри ПТ-1-110 кВ |
ТБМО-1ЮУХЛ1 кл. т 0,2S Ктг= 100/1 Зав. №3468; 1242; 3528 Г осреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = 110000/100 Зав. № 139; 150; 147 Госреестр № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0.2S/0.5 Зав. № 104073221 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
13 |
ПС ТП Поныри ПТ-2-110 кВ |
ТБМО-1ЮУХЛ1 кл. т 0,2S Ктг= 100/1 Зав. №3810; 3550; 3824 Госреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн =110000/100 Зав. №161; 142; 152 Г осреестр № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 105077059 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
14 |
ПС ТП Поныри Фидер 1-10 кВ |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктг = 400/5 Зав. №91013; 87214 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №945; 945; 945 Г осреестр № 831 -69 |
EAO5RL-P1B-3 кл. т 0.5S/1,0 Зав. № 1101803 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
15 |
ПС ТП Поныри Фидер 2-10 кВ |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктг = 400/5 Зав. № 1718; 3554 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №945; 945; 945 Госреестр № 831 -69 |
EAO5RL-P1B-3 кл. t0,5S/1,0 Зав. № 1102286 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
16 |
ПС ТП Поныри Фидер 3-10 кВ |
ТПЛМ-10УЗ кл. т 0,5 Ктг = 400/5 Зав. №69142; 91010 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2030; 2030; 2030 Госреестр № 831 -69 |
EA05RL-P1B-3 кл. tO,5S/1,O Зав. № 1049166 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
17 |
ПС ТП Свобода ПТ-1-110 кВ |
ТБМО-1ЮУХЛ1 кл. г 0,2S Ктг =100/1 Зав. №3817; 3822; 3811 Госреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т0,2 Ктн = 110000/100 Зав. №916; 1050; 1055 Госреестр № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 108077686 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
18 |
ПС ТП Свобода ПТ-2-110 кВ |
ТБМО-1ЮУХЛ1 кл. т 0,2S Ктг = 100/1 Зав. №3816; 3852; 3838 Госреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = 110000/100 Зав. № 1053; 1084; 1084 Госреестр № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0.2S/0.5 Зав. № 108077660 Госреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
19 |
ПС ТП Свобода Фидер 1-35 кВ |
ТФН-35М кл. т0,5 Ктг = 200/5 Зав. № 12362; 40606 Госреестр № 3690-73 |
3HOM-35 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 1175374; 1175435; 1175298 Г осреестр № 912-0 7 |
EAO5RL-P1B-3 кл. т 0.5S/1 ,0 Зав. № 1102126 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
20 |
ПС ТП Свобода Фидер 2-10 кВ |
ТЛО-Ю кл. т0,5 Ктг = 300/5 Зав. № 837; 866 Госреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №955; 955; 955 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,55/1,0 Зав.№ 1101815 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 1 - Состав измерительных каналов
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
ПС ТП Свобода Фидер 3-10 кВ |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктг = 300/5 Зав. №4643; 4519 Госреестр№ 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 964; 964; 964 Росреестр № 20186-05 |
EAO5RL-P1B-3 кл. т 0,5S/l,0 Зав. № 1101802 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COS(p |
8ц2)%, 11(2)5 !цШ< |
83%, Ь%3 IИ»< 120% |
820%, I 20 %5 1^5 I 100% |
8100%, I100 %5 1120% |
|
1 -2,12-13, 17-18 (ТТ 0Д8; TH ОД; Сч 0Д8) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3 -5,7,10-11, 14-16,19-21 (ТТ оз; тн оз; Сч оз) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
6 (ТТ 0Д8; ТН 03; Сч 03S) |
1,0 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
8-9 (ТТ 0.2S; ТН 03; Сч 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COS(p |
8|(2)%, 11(2)5 !«»(< |
65%, 1иэм5 I20H |
820 %, 1 20 %5 1кзм< I 100% |
8 ню %, Ijoo %5 I мзм< 1 120 % |
|
1 -2, 12-13, 17-18 (TT 0ДБ; TH ОД; Сч 03) |
0,9 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,6 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±2,3 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
3-5, 7,10-11,14-16,19-21 (ТТ 03; тн 03; Сч 1,о) |
0,9 |
- |
±7,6 |
±4,2 |
±3,2 |
|
0,8 |
- |
±5,0 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±з,з |
±2,2 |
±2,0 | |
|
6 (ТТ0Д8;та03;Сч1,0) |
0,9 |
±6,2 |
±3,7 |
±2,6 |
±2,4 |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±4,1 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±3,6 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
8-9 (ТТ 0Д8; TH 03; Сч 03) |
0,9 |
±3,8 |
±2,5 |
±2,0 |
±1,9 |
|
0,8 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) °C.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9... 1,1)-11ном, сила тока (0,01... 1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- счетчики электроэнергии «ЕвроАлъфа» от минус 40 °C до плюс 70 °C;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» от минус 40 °C до плюс 55 °C
- счетчики электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03» от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 °C;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 26035 и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
• счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• счетчик электроэнергии " СЭТ-4ТМ.03" - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для УСПД Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 5 лет при температуре 25 °C;
• счетчики электроэнергии "Альфа А1800"- до 30 лет при отсутствии питания;
• счетчик электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03» - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 3,7 месяца, при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Курской области. Методика поверки». МП-893/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в ноябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».
- Счётчик «Альфа А1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- Счетчик "СЭТ-4ТМ.03" - по методике поверки ИЛПП.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации. Согласована с ГЦИ СИ Нижегордского ЦСМ в сентябре 2004 г.
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом ДЛИМ.466215.007 МП утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40.. ,+60°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом: «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 Курской области».
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S.
7. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
9. МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Смотрите также
