Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50649-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД ╞ филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50649-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 47460 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 512 п. 01 от 24.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1313/446-2012 |
| 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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 50649-12: Описание типа СИ | Скачать | 226.8 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр № 20481-00), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 001229), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) "Альфа-Центр", с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
Измерительно-информационные каналы (далее - ИИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с. Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-Центр Коммуникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" решаются 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 ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в себя модуль "Энергия Альфа 2". С помощью ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификат ора ПО |
|
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр АРМ" |
4 |
a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d |
MD5 |
|
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр СУБД "Oracle" |
9 |
bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 |
MD5 |
|
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр Коммуникатор" |
3 |
3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6 |
MD5 |
|
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
ПК "Энергия Альфа 2" |
2.0.0.2 |
17e63d59939159ef 304b8ff63121df60 |
MD5 |
• Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нормированы с учетом ПО;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и - 2-го уровеней измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Тульской области приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ дисп. Наим |
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учета |
Состав ИИК ( |
- 2 уровень) |
Вид электроэнергии | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
10 |
ЭЧЭ Ревякино Ф-ЛЭП-Север- 10кВ |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 822; 1167 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1420; 1420; 1420 Г осреестр № 2018605 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049200 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
2 |
11 |
ЭЧЭ Ревякино КВ-1 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 23334; 23310; 23372 Госреестр № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1420; 1420; 1420 Г осреестр № 2018605 |
A1R-3-0L-C4-T+ кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 1031230 Госреестр № 1455502 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
3 |
12 |
ЭЧЭ Ревякино Ф-ЛЭП-Юг-10кВ |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 8088; 4478 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1419; 1419; 1419 Г осреестр № 2018605 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049223 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
4 |
13 |
ЭЧЭ Ревякино Ф-СЦБ-Север-6кВ |
ТПФМ-10 кл. т 3,0 Ктт = 10/5 Зав. № 49330; 49181 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № ПККУ; ПККУ; ПККУ Г осреестр № 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049258 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
5 |
14 |
ЭЧЭ Ревякино Ф-СЦБ-Юг-6кВ |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 10/5 Зав. № 66522; 0786 Госреестр № 2363-68 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 96; 96; 96 Госреестр № 831-53 |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049247 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
6 |
15 |
ЭЧЭ Ревякино ЭЧК |
Т-0,66У3 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 179410; 12448 Г осреестр № 40473-09 |
- |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049272 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
|
7 |
16 |
ЭЧЭ Ревякино СЦБ |
Т-0,66У3 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 191016; 191018; 191053 Г осреестр № 40473-09 |
- |
EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1049232 Госреестр № 1666607 |
RTU-327 зав. № 001229 Г осреестр № 41907 - 09 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)__________
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
51(2)%, I1(2)< I изм< I 5 % |
§5 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % |
520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
5100 %, I100 %— 1 изм— 1 120 % |
|
1, 3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
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 | |
|
2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
4 (ТТ 3,0; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
±3,6 |
±2,2 |
±1,9 |
|
0,9 |
- |
±4,6 |
±2,7 |
±2,1 | |
|
0,8 |
- |
±5,7 |
±3,2 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±7,0 |
±3,8 |
±2,8 | |
|
0,5 |
- |
±10,7 |
±5,6 |
±4,0 | |
|
6 - 7 (ТТ 0,5 S; Сч 0,5S) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,1 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)________
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
51(2)%, I1(2)— 1 изм< 1 5 % |
§5 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % |
520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
5100 %, I100 %— 1 изм— 1 120 % |
|
1, 3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
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 |
- |
±3,3 |
±2,2 |
±2,0 | |
|
2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,9 |
±2,9 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
4 (ТТ 3,0; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±14,0 |
±7,2 |
±5,1 |
|
0,8 |
- |
±8,8 |
±4,6 |
±3,4 | |
|
0,7 |
- |
±7,2 |
±3,9 |
±2,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,2 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
6 - 7 (ТТ 0,5 S; Сч 1,0) |
0,9 |
±8,2 |
±4,6 |
±3,0 |
±2,8 |
|
0,8 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)ин;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков - от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94,ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик «ЕвроАльфа» - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• счетчик «Альфа плюс» - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 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:
J параметрирования;
•S пропадания напряжения;
J коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
•S счетчика;
J промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
•S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
J пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J 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 - до 5 лет;
• 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД -филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 |
5 |
|
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока ТПФМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока ТПЛМ-10 |
1 |
|
Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ |
5 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения НТМИ-6 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 |
1 |
|
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа |
1 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа |
5 |
|
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника |
1 |
|
Сервер управления HP ML 360 G5 |
1 |
|
Сервер основной БД HP ML 570 G4 |
1 |
|
Сервер резервный БД HP ML 570 G4 |
1 |
|
Методика поверки МП 1313/446-2012 |
1 |
|
Формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1313/446-2012 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "РОСТЕСТ-МОСКВА" в июне 2012 г.
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 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• "Альфа Плюс" - по документу "Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки."
• "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки."
• УСПД RTU-327 - по документу "Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007.МП";
• 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области".
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тульской области
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".
Лист № 8
Всего листов 8
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "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 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
