Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 51653-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД ╞ филиала ОАО ┌РЖД√ в границах Омской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51653-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 48631 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 900 п. 14 от 31.10.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1415/446-2012 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 51653-12: Описание типа СИ | Скачать | 239.8 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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), 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 ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. 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.
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 измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав измерительно-информационных каналов |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
ТП «2546 км» | |||||||
|
1 |
ТВ-1 10 кВ точка измерения №1 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=800/5 Зав. № 5308; 1326 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Зав. № 1326; 1326; 1326 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111583 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
2 |
ПЭС-2 10 кВ точка измерения №2 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=150/5 Зав. № 7022; 6902 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1327; 1327; 1327 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111529 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ПЭС-1 10 кВ точка измерения №3 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=150/5 Зав. № 7017; 9301 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1326; 1326; 1326 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111530 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
4 |
Ввод-2 10 кВ точка измерения №4 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 8121; 8186 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1327; 1327; 1327 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111466 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
Ввод-1 10 кВ точка измерения №5 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 8125; 8130 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1327; 1327; 1327 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111465 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
6 |
Ввод-2 110 кВ точка измерения №6 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5028; 5029; 5031 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/\3/100/\3 Зав. № 5085; 5012; 4972 Госреестр № 24218-03 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214159 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
7 |
Ввод-1 110 кВ точка измерения №7 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5010; 5011; 5154 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/\3/100/\3 Зав. № 5154; 5124; 5181 Госреестр № 24218-03 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214132 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
ТП «2529 км» | |||||||
|
8 |
ПЭС-2 10 кВ точка измерения №8 |
ТВК-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 22076; 22112 Госреестр № 8913-82 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Зав. № 1344; 1344; 1344 Госреестр № 20186-00 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111472 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
9 |
ПЭС-1 10 кВ точка измерения №9 |
ТВК-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 16934; 17394 Госреестр № 8913-82 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1351; 1351; 1351 Госреестр № 20186-00 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111584 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
10 |
Ввод-2 10 кВ точка измерения №10 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 8119; 8123 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1344; 1344; 1344 Госреестр № 20186-00 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111531 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
11 |
Ввод-1 10 кВ точка измерения №11 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 8127; 8122 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1351; 1351; 1351 Госреестр № 20186-00 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111471 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
12 |
Ввод-2 110 кВ точка измерения №12 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5023; 5013; 5012 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/\3/100/\3 Зав. № 5046; 5007; 5168 Госреестр № 24218-03; 24218-03; 24218-03 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214143 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
13 |
Ввод-1 110 кВ точка измерения №13 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4924; 5033; 5025 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/\3/100/\3 Зав. № 5163; 5133; 5151 Госреестр № 24218-03 |
EA05RAL-P3-B3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214157 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
ТП «Мангут» | |||||||
|
14 |
ПЭС-2 10 кВ точка измерения №14 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 7168; 6806 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Зав. № 1335; 1335; 1335 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111573 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
15 |
ПЭС-1 10 кВ точка измерения №15 |
ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 16161; 1526 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/\3/100/\3 Зав. № 1347; 1347; 1347 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111487 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
16 |
Ввод-2 10 кВ точка измерения №16 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 10120; 10119 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1335; 1335; 1335 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111586 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 001537 Госреестр № 41907 - 09 |
ИВК Центра сбора данных |
активная реактивная |
|
17 |
Ввод-1 10 кВ точка измерения №17 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1500/5 Зав. № 10118; 10122 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1347; 1347; 1347 Госреестр № 20186-00 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214147 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
18 |
Ввод-2 110 кВ точка измерения №18 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5027; 4927; 5014 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5046; 5007; 5168 Госреестр № 24218-03 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01214158 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | ||
|
19 |
Ввод-1 110 кВ точка измерения №19 |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4925; 4926; 5026 Госреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5060; 5090; 5150 Госреестр № 24218-03 |
EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01088219 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
|
Номер ИИК |
Диапазон значений силы тока |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (±S), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± <5), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 | ||
|
1-3, 8, 9, 14, 15 |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
2,2 |
2,8 |
3,2 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
1,7 |
2,0 |
2,1 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
|
4, 5, 10, 11, 16, 17 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
2,0 |
2,1 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,051н1 < Ii < 0,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
1,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |
|
6, 7, 12, 13, 18, 19 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,4 |
1,5 |
1,5 |
1,9 |
1,9 |
2,0 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,4 |
1,6 |
1,6 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
1,4 |
1,5 |
1,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
1,4 |
1,5 |
1,5 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
|
Номер ИИК |
Диапазон значений силы тока |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± S), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± <5), % | ||||
|
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
|
1 — 3, 8, 9, 14, 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
5,6 |
4,6 |
6,4 |
5,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
3,1 |
2,6 |
4,4 |
4,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,4 |
2,1 |
4,0 |
3,7 | |
|
4, 5, 10, 11, 16, 17 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,021н1 < I1 < 0,051н1 |
2,6 |
2,4 |
4,1 |
3,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,3 |
2,0 |
3,9 |
3,7 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,6 |
3,6 |
3,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,6 |
3,6 |
3,5 | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6, 7, 12, 13, 18, 19 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1,0) |
0,021н1 < 11 < 0,051н1 |
2,4 |
2,2 |
3,9 |
3,8 |
|
0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi |
2,0 |
1,8 |
3,7 |
3,6 | |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,4 |
1,3 |
3,4 |
3,4 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
1,4 |
1,3 |
3,4 |
3,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01-Uh;
• диапазон силы тока - от 0,05^Ih до 1,2^Ih;
• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 10 до 30 °С; ИВКЭ - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 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 - от 0,9^UH1 до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,05^1н1 до 1,2^1н1 для ИИК № 1 - 3, 8, 9, 14, 15; от 0,0Ь1н1 до 1,2-Ihi для ИИК № 4-7, 10 - 13, 16 - 19; коэффициент мощности cos9 (sin9) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии «ЕвроАльфа»:
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1^Uh2; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ь1н2 до l,2Jn2; коэффициент мощности cos9 (sin9) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 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 Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по 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;
• 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;
• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
•S 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 Свердловской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Омской 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. |
|
Трансформаторы тока ТЛМ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* |
18 |
|
Трансформаторы тока ТВК-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 |
18 |
|
Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 |
1 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа |
19 |
|
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 |
1 |
|
Формуляр |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1415/446-2012 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 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»;
• счётчик электрической энергии «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 Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской 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».
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
