Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" тяговая подстанция 110 кВ "Береговая" в границах Краснодарского края

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55729-13
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" тяговая подстанция 110 кВ "Береговая" в границах Краснодарского края поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55729-13: Описание типа СИ Скачать 127.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55729-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" тяговая подстанция 110 кВ "Береговая" в границах Краснодарского края
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1715/550-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1390 п. 07 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

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

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005), 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. № 006943), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на 3-ий уровень, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», 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) включает в себя: серверное оборудование (серверы сбора данных -основной и резервный, сервер управления), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

-    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 заинтересованные организации;

-    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 (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровые сигналы. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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, 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 времени (УСВ) на основе приемника GPS типа УССВ-35ЬУ8 (35HVS). УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога (рассинхронизаци) ± 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 счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±

1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

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 Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "АльфаЦЕНТР", включающее в себя модули " АльфаЦЕНТР АРМ", " АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle", " АльфаЦЕНТР Коммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" 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.

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

4

a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7

189d

"АльфаЦЕНТР

АРМ"

MD5

"АльфаЦЕНТР"

9

bb640e93f359bab15a02979e24

d5ed48

"АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle""

MD5

"АльфаЦЕНТР"

3

3ef7fb23cf160f566021bf19264

ca8d6

"АльфаЦЕНТР

Коммуникатор"

MD5

"ЭНЕРГИЯ-

АЛЬФА"

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff6312

1df60

"Энергия Альфа 2"

MD5

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Вид

№ ИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

УСПД

электро

энергии

1

2

3

4

5

6

7

1

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 110 кВ ПТ1

VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106933 10, 1106933 11, 1106933 12

Госреестр № 3775008

SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/Л3)/(100/ л/3) Зав. № 11/110486, 11/110488, 11/110497 Госреестр № 37115-08

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248242 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

2

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 110 кВ ПТ2

VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106933 01, 1106933 07, 1106933 08

Госреестр № 3775008

SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/Л3)/(100/ л/3) Зав. № 11/110482, 11/110490, 11/110499 Госреестр № 37115-08

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248244 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09

активная

реактивная

3

тяговая подстанция 110 кВ Береговая ТСН-1 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 39095, 39096 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/Л3)/(100/Л3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248262 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

4

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 1 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 39123, 39121, 39124 Г осреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07

A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248246 Госреестр № 31857-11

активная

реактив

ная

5

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 2 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 39119, 39122, 39120 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07

A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248250 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

6

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-1 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39108, 39107 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214679 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

7

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-3 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39104, 39103 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248264 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09

активная

реактивная

8

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-5

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39112, 39116 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248252 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

9

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-3

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39115, 39111 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248260 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

10

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-1

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39118, 39109 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248254 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

11

тяговая подстанция 110 кВ Береговая ЛЭП АБ (СЦБ) 0,4 кВ

ТСН-6 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 3904, 3903 Госреестр № 2610003

-

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248256 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

12

тяговая подстанция 110 кВ Береговая ТСН-2 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 39097, 39098 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248251 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

13

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-2 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39105, 39102 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248263 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

14

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-4 10 кВ

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39101, 39106 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248253 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09

активная

реактивная

15

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-4

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39113, 39114 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 30769,

30767, 30768 Госреестр № 40014-08

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248259 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

16

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-2

ТЛП-10-6

кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39110, 39117 Госреестр № 3070911

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 30769,

30767, 30768 Госреестр № 40014-08

A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248261 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

17

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 1 27,5 кВ

ТЛО-35 кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 19399, 19405 Госреестр № 3629111

TJC7 кл. т 0,5 Ктн = (27500/V3)/(100/V3) Зав. № 1VLT5211013173, 1VLT5211013175 Госреестр № 25430-08

A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248248 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

18

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 2 27,5 кВ

ТЛО-35 кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 19402, 19400 Госреестр № 3629111

TJC7 кл. т 0,5 Ктн = (27500/Л3)/(100/Л3) Зав. № 1VLT5211013169, 1VLT5211016808 Госреестр № 25430-08

A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01248249 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

19

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Рабочая перемычка КРУ-110 кВ

VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106932 16, 1106932 17, 1106932 18

Госреестр № 3775008

SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/Л3)/(100/Л3) Зав. № 11/110486, 11/110488, 11/110497 Госреестр № 37115-08

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248243 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09

активная

реактивная

20

тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ремонтная перемычка КРУ-110 кВ

VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106932 12, 1106932 13, 1106932 15

Госреестр № 3775008

SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/Л3)/(100/Л3) Зав. № 11/110482, 11/110490, 11/110499 Госреестр № 37115-08

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248245 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

d1(2) %,

11(2) %£ I изм< I 5 %

d5 %,

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

d20 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

d100 %,

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1, 2, 19, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

3, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

4 7, 13, 14, 17, 18

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,9

±2,5

±2,0

±2,0

0,5

±5,7

±3,4

±2,6

±2,6

8 - 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S)

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

±1,7

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,6

±3,3

±2,4

±2,4

11

(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

1,0

±2,4

±1,6

±1,4

±1,4

0,9

±2,8

±1,8

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

±1,7

0,7

±3,8

±2,3

±1,8

±1,8

0,5

±5,6

±3,2

±2,3

±2,3

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

(N S

ею V£

d5 %,

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

d20 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

d100 %,

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1, 2, 19, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,9

±5,6

±2,1

±1,5

±1,4

0,8

±4,3

±1,7

±1,2

±1,2

0,7

±3,7

±1,6

±1,1

±1,1

0,5

±3,2

±1,4

±1,1

±1,1

3, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

4 - 7, 13, 14, 17, 18

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,9

±12,1

±4,8

±3,3

±3,1

0,8

±9,0

±3,7

±2,7

±2,6

0,7

±7,7

±3,3

±2,4

±2,3

0,5

±6,5

±2,9

±2,2

±2,1

8 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 1,0)

0,9

±12,0

±4,6

±3,0

±2,9

0,8

±9,0

±3,6

±2,5

±2,4

0,7

±7,7

±3,2

±2,3

±2,2

0,5

±6,5

±2,8

±2,1

±2,1

11

(ТТ 0,5S; Сч 1,0)

0,9

±12,0

±4,6

±3,0

±2,8

0,8

±9,0

±3,6

±2,4

±2,3

0,7

±7,7

±3,2

±2,2

±2,2

0,5

±6,4

±2,8

±2,1

±2,0

Примечания:

1.    Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%..

2.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

4.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98-ином до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд; 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; УСПД - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30°С;

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

5.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9ин1 до 1,1 ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 С до плюс 35 С.

-    Для электросчетчиков:

-    для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9 ин2 до 1,1 ин2;

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 3, и от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК №№ 1, 2, 4 - 20;

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции 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:

-    счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    УСПД (RTU-327) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

-    УССВ-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчиков 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 счетчиков;

-    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 счетчиков следующих событий:

-    фактов параметрирования счетчиков;

-    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 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

VIS WI

12

Трансформатор тока

ТЛП-10-6

28

Трансформатор тока

ТЛО-35

4

Трансформатор тока

ТСН-6

2

Трансформатор напряжения

SU 170/S

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

3

Трансформатор напряжения

TCJ7

4

Счётчик электрической энергии

A1802RAL-P4GB-DW-4

4

Счётчик электрической энергии

A1805RAL-P4G-DW-4

4

Счётчик электрической энергии

A1805RL-P4G-DW-4

12

Источник бесперебойного питания

APC Black-Smart-UPS 1000 USB RM 2U, APC Smart-UPS 2200 VA RM 3U Black

1

Сервер базы данных (основной)

HP ML-570 зав. № CZB2564LKN

1

Приемник устройства синхронизации времени

УССВ-35№^

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Шлюз-концентратор

ШК-2 ТП

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

МП 1715/550-2013

1

Паспорт-формуляр

499/10-652-06.35-КНМУ.411711.085.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1715/550-2013 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 г.

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счетчиков 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.;

-    для 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 счетчиковми системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1317/550-01.00229.2013 от 11.10.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края:

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 (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

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также