Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Адлер" ОАО "РЖД"
Номер в ГРСИ РФ: | 48677-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
48677-11: Описание типа СИ | Скачать | 163.4 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 48677-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Адлер" ОАО "РЖД" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
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 | 44955 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 6407 от 20.12.11 п.50 |
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 1038/446-2011 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
48677-11: Описание типа СИ | Скачать | 163.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Адлер» ОАО «РЖД» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также
регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации ОАО «АТС», ОАО «ФСК ЕЭС», смежным субъектам в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построена на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10) и представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВК) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 Госреестр № 41907-09, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) «АльфаЦЕНТР», включает в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО "Энергия Альфа 2". ИВК "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", подключённый к ЛВС предприятия и считывающий данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet. Для этого в настройках коммуникационных параметров ПО "Энергия Альфа 2". ИВК "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" указывается IP-адрес сервера.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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 результатов измерений в организации-участники 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);
- передача журналов событий счетчиков.
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 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. 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 и ИВК АльфаЦЕНТР (модуль «АС Time» - модуль синхронизации времени с устройствами ГЛОНАСС/GPS и серверов точного времени Internet) 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 часов компонентов системы 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.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), включающий в себя программное обеспечение "АльфаЦЕНТР АРМ", "АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle", "АльфаЦЕНТР-Коммуникатор". ИВК "АльфаЦЕНТР" решает задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий в себя программное обеспечение ПК "Энергия Альфа 2". ИВК "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
"АльфаЦЕНТР» |
"АльфаЦЕНТР АРМ" |
4 |
a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР» |
" АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle" |
9 |
bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
MD5 |
"АльфаЦЕНТР» |
" АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
3 |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
MD5 |
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
ПК "Энергия Альфа 2" |
2.0.0.2 |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
MD5 |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ тяговой подстанции «Адлер» ОАО «РЖД»
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ тяговых подстанций ОАО «РЖД ТП Адлер от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ тяговой подстанции «Адлер» ОАО «РЖД» приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов
№ ИИК п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ТП Адлер Т1-110 кВ |
ТВГ-110 кл. т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1097-10; 1095-10; 1080-10 Г осреестр № 22440-07 |
СРА-123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/\'3)/(100/\'3) Зав. № IHSE6776771; IHSE6776766; IHSE6776756 Госреестр № 15852-06 |
А1802RAL-GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01214317 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
2 |
ТП Адлер Т2-110 кВ |
ТВГ-110 кл. т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1096-10; 1082-10; 1081-10 Г осреестр № 22440-07 |
СРА-123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/\'3)/(100/\'3) Зав. № IHSE6776770; IHSE6776769; IHSE6776767 Госреестр № 15852-06 |
А1802RAL-GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01214316 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
3 |
ТП Адлер ТСН-1 |
- |
- |
A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214320 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
4 |
ТП Адлер ВФ1-10кВ резерв |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17016; 17012 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214670 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
5 |
ТП Адлер ВФ1ЦРП-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17013; 17021 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214677 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
6 |
ТП Адлер ВФ1 вокзал ком-плекс |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 16980; 16983 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214679 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
7 |
ТП Адлер ВТП-1-10 кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 16769; 16772 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214682 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2 - Состав измерительных каналов
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
ТП Адлер ВФ-ТПА50 10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 6981; 6978 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214672 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
9 |
ТП Адлер Т1-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 16791; 16790 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214678 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
10 |
ТП Адлер ВФ1ПЭ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17019; 17026 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214681 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
11 |
ТП Адлер ВФ-А301-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 16799; 16801 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214676 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
12 |
ТП Адлер ВФ1-10кв Аэропорт |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17010; 17024 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214674 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
13 |
ТП Адлер ВФ1КУ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17007; 17018 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214674 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
14 |
ТП Адлер ВТП-2-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 16771; 16773 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214683 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
15 |
ТП Адлер ВФ2ПЭ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17005; 17011 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214667 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
16 |
ТП Адлер ВФ-А402-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 16798; 16796 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214307 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2 - Состав измерительных каналов
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
17 |
ТП Адлер ВФ2ПЭ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17015; 17024 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214673 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
18 |
ТП Адлер ВФ2 вокзал комплекс |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 16982; 16979 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214668 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
19 |
ТП Адлер ВФ2КУ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 16788; 16789 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000001; 2798100000001 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214680 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
20 |
ТП Адлер Т2-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 17006; 17020 Госреестр№ 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000002; 2798100000002 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 012146308 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
21 |
ТП Адлер ВФ2-10кВ резерв |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17006; 17020 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000002; 2798100000002 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214675 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
22 |
ТП Адлер ВФ2ЦРП-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17008; 17009 Госреестр № 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000002; 2798100000002 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214669 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
23 |
ТП Адлер ВФ2ЭЦ-10кВ |
ТЛО-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 17023; 17022 Госреестр№ 25433-08 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2798100000002; 2798100000002 Госреестр № 16687-07 |
A1805RAL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214666 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
24 |
ТП Адлер ТСН-2 |
— |
— |
A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214319 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
25 |
ТП Адлер СЦБ-1 |
— |
— |
A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214321 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
26 |
ТП Адлер СЦБ-2 |
— |
— |
A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214318 Г осреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Номер ИИК |
COSф |
81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % |
85 % I5 %— I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
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, 24 - 26 (Сч 0,5S) |
1,0 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 |
0,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 | |
0,8 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | |
0,7 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
0,5 |
±1,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
4 - 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±1,9 | |
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)__________________
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической ________________энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_______________
Номер ИИК |
COSф |
81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % |
85 , I5 %— I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
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, 24 - 26 (Сч 1,0) |
0,9 |
±15,9 |
±13,9 |
±7 |
±4,8 |
0,8 |
±10,1 |
±8,7 |
±4,5 |
±3,2 | |
0,7 |
±8,3 |
±7,2 |
±3,8 |
±2,8 | |
0,5 |
±6,1 |
±5,2 |
±2,9 |
±2,3 | |
4 - 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±7,5 |
±4,0 |
±2,9 |
0,8 |
- |
±4,9 |
±2,8 |
±2,2 | |
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,5 |
±2,1 | |
0,5 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 |
Примечания:
1 .Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 .В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы 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; коэффициент мощности costp (sing) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,15) Гц;
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 С до плюс 50 С;; счетчиков - от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30 °C;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)UHi; диапазон силы первичного тока - (0,01 ^ 1,2)1н1; коэффициент мощности cosy(sinq) - 0,8 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до плюс 35 °C.
Для электросчетчиков:
• для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2;
• сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК 1-3,24-26, и от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК 4-23; коэффициент мощности cosy(sinq) - 0,8 ^ 1,0(0,5-0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 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" 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 2999-2011.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД (RTU-327) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
• ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 1 час;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ АЭС от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии и "Альфа А1800"- до 30 лет при отсутствии питания;
• УСПД RTU-327 - Хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5
Наименование |
Обозначение (Тип) |
Кол-во, шт. |
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
6 |
ТЛО-10 |
37 | |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 |
2 |
СРА-123 |
6 | |
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) |
RTU-327 |
1 |
Счётчик электрической энергии |
A1802RAL-GB-DW-4 |
2 |
A1805RL-P4G-DW-4 |
1 | |
A1805RAL-P4G-DW-3 |
20 | |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
3 | |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 | |
Методика поверки |
МП 1038/446-2010 |
1 |
Формуляр |
610-187-2.1- КНМУ.411711.069.02 ЭД.Ф |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1038/446-2010 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "РЖД" ТП Адлер. Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМС им. Д. И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному 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;
- 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 методах измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций "РЖД" ТП Адлер аттестована ФГУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1038/446-01.00229-2011 от 20.06.2011
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
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 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.