Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Белгородской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 55732-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 55732-13: Описание типа СИ | Скачать | 131 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 55732-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Белгородской области |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1390 п. 10 от 28.11.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1702/500-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 55732-13: Описание типа СИ | Скачать | 131 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Белгородской области (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 по тексту - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа Плюс» класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94), класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83) типа «ЕвроАльфа» класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83), 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. № 000777), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, 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).
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 yCCB-35LVS (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.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
|
Идентификационн ое наименование ПО |
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Идентификационное наименование файла ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
"АльфаЦЕНТР" |
4 |
a65bae8d7150931f8 11cfbc6e4c7189d |
"АльфаЦЕНТР АРМ" |
MD5 |
|
"АльфаЦЕНТР" |
9 |
bb640e93f359bab15 a02979e24d5ed48 |
"АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle"" |
MD5 |
|
"АльфаЦЕНТР" |
3 |
3ef7fb23cf160f5660 21bf19264ca8d6 |
"АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
MD5 |
|
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
2.0.0.2 |
17e63d59939159ef3 04b8ff63121df60 |
"Энергия Альфа 2" |
MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» по
МИ 3286-2010
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ТП «Беломестное» | ||||||
|
1 |
Ф - 4 10 кВ точка измерения № 1 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 10160; 9260; 10168 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 4951; 4912; 4572 Госреестр № 3344-04 |
A2R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100003 Госреестр № 14555-02 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
2 |
Ф - 2 10 кВ точка измерения № 2 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S; Ктт=200/5; Зав. № 10155; 9272; 10157 Госреестр № 25433-03; |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 4951; 4912; 4572 Госреестр № 3344-04 |
A2R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100113 Госреестр № 14555-02 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
Ф - 1 10 кВ точка измерения № 3 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 7052; 7053; 7047 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 9002; 4591; 7084 Госреестр № 3344-04 |
A2R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100052 Госреестр № 14555-02 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
ТП «Долбино» | ||||||
|
4 |
Ф - 4 10 кВ точка измерения № 4 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 7054; 9220; 7048 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 18707; 4927; 2782 Госреестр № 3344-04 |
EA02RAL-B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01100264 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
5 |
Ф - 3 10 кВ точка измерения № 5 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 7051; 9211; 7046 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 20242; 4612; 8048 Госреестр № 3344-04 |
EA02RAL-B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01100220 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
ТП «Сажное» | ||||||
|
6 |
Ф - РП - 1 10 кВ точка измерения № 6 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 10162; 10960; 7238 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 4761; 4761; 4761 Госреестр № 11094-87 |
EA02RAL-B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01100210 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
ТП «Прохоровка» | ||||||
|
7 |
Ф - ВЛ2 10 кВ точка измерения № 7 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 10164; 10163; 10171 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 6096; 6096; 6096 Госреестр № 11094-87 |
A2R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100095 Госреестр № 14555-02 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
Ф - ВЛ8 10 кВ точка измерения № 8 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 7055; 7049; 7050 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 6108; 6108; 6108 Госреестр № 11094-87 |
A2R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100046 Госреестр № 14555-02 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
ТП «Палатовка» | ||||||
|
9 |
Ф - 8 10 кВ точка измерения № 9 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=100/5 Зав. № 2698; 10095; 2747 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 16714; 16902; 9736 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085477 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная |
|
10 |
Ф - 7 10 кВ точка измерения № 10 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=150/5 Зав. № 9397; 9401; 9399 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1413; 18129; 9628 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085546 Госреестр № 16666-97 |
активная | |
|
11 |
Ф - 6 10 кВ точка измерения № 11 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=100/5 Зав. № 12820; 10096; 15805 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1413; 18129; 9628 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085426 Госреестр № 16666-97 |
активная | |
|
12 |
Ф - 5 10 кВ точка измерения № 12 |
ТПОЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=800/5 Зав. № 8009; 9595 Госреестр № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 16714; 16902; 9736 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085512 Госреестр № 16666-97 |
активная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
13 |
Ф - 3 10 кВ точка измерения № 13 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=300/5 Зав. № 4212; 4213; 4211 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 16714; 16902; 9736 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085470 Госреестр № 16666-97 |
RTU-327 зав. № 000777 Госреестр № 41907-09 |
активная |
|
14 |
Ф - 2 10 кВ точка измерения № 14 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=100/5 Зав. № 2729; 2744; 2670 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1413; 18129; 9628 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085352 Госреестр № 16666-97 |
активная | |
|
15 |
Ф - 1 10 кВ точка измерения № 15 |
ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=75/5 Зав. № 5787; 5782; 5790 Госреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1413; 18129; 9628 Госреестр № 3344-04 |
EA05L-P2B-3 класс точности 0,5S/-Зав. № 01085355 Госреестр № 16666-97 |
активная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой отн И |
осительной погрешности К | ||||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||||
|
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | ||
|
1 - 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
2,0 |
2,1 | ||
|
0,05Ih1 < I1 < 0,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,5 |
1,6 |
1,7 | |||
|
0,2Ih1 < I1 < Ih1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |||
|
Ih1 < I1 < 1,2Ih1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |||
|
4 - 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1 |
1,1 |
1,2 |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
1,5 | ||
|
0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,1 |
1,2 | |||
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
1,1 | |||
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
1,1 | |||
|
7, 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05IH1 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
2,0 |
2,1 | ||
|
0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,5 |
1,6 |
1,7 | |||
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |||
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,5 |
1,6 |
1,6 | |||
|
Для ИК со счётчиками активной энергии | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой отн И |
осительной погрешности К | ||||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,5 | ||||||
|
9 - 11, 13 - 15 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)IH1 < I1 < 0,05IH1 |
1,5 |
2,3 |
1,9 |
2,7 | ||||
|
0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 |
0,9 |
1,9 |
1,5 |
2,3 | |||||
|
0,2Ih1 < I1 < IH1 |
0,9 |
1,5 |
1,5 |
2,0 | |||||
|
Ih1 < I1 < 1,2IH1 |
0,9 |
1,5 |
1,5 |
2,0 | |||||
|
12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 |
1,8 |
5,5 |
2,2 |
5,7 | ||||
|
0,2IH1 < I1 < Ih1 |
1,2 |
3,0 |
1,7 |
3,3 | |||||
|
Ih1 < I1 < 1,2IH1 |
1,0 |
2,3 |
1,5 |
2,6 | |||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8), % | ||||
|
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3 |
0,021н1 < I1 < 0,05Iki |
4,0 |
3,5 |
5,9 |
5,1 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,05Iki < I1 < 0,2Iki |
2,5 |
2,2 |
3,5 |
3,1 |
|
0,21н1 < I1 < Iki |
1,9 |
1,7 |
2,4 |
2,2 | |
|
1н1 < I1< 1,2Iki |
1,8 |
1,6 |
2,2 |
2,1 | |
|
4 - 6 |
0,021н1 < I1 < 0,05Iki |
2,7 |
2,3 |
3,4 |
2,9 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,9 |
1,6 |
2,2 |
1,9 |
|
0,21н1 < I1 < Iki |
1,5 |
1,3 |
1,7 |
1,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,5 |
1,3 |
1,7 |
1,4 | |
|
7, 8 |
0,021н1 < I1 < 0,05Iki |
4,0 |
3,5 |
5,9 |
5,1 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1) |
0,05Iki < I1 < 0,2Iki |
2,5 |
2,2 |
3,5 |
3,1 |
|
0,21н1 < I1 < Iki |
1,9 |
1,7 |
2,4 |
2,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,2Iki |
1,8 |
1,6 |
2,2 |
2,1 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 31(2)%P и 6i(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%,..
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 1,2-1ном, cosф=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; ИВКЭ - 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 0,9^ин1 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 счетчиков электроэнергии «Альфа Плюс», «ЕвроАльфа»:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1 ■Uk2; диапазон силы вторичного тока - от 0,014н2 до 1,2-1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
- УССВ-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- 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) тяговой подстанции Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Белгородской 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 ТЛО-10 |
10 |
|
Трансформаторы тока ТЛО-10 |
32 |
|
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 |
36 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 |
9 |
|
УСПД типа RTU-327 |
1 |
|
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа |
5 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа |
10 |
|
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 1702/500-2013 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Белгородской области». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 11.10.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «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 по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков «Альфа Плюс» - по документу «Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утверждённому ВНИИМ им. Д.И. Менделеева
- «ЕвроАльфа» - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии 1ЧТ1-327.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), 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 «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Белгородской области.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО
«Российские Железные Дороги» в границах Белгородской 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. АУВП.411711.900.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Белгородэнерго» ЮгоВосточной железной дороги».
7. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
