Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Саратовской области
Номер в ГРСИ РФ: | 62360-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
62360-15: Описание типа СИ | Скачать | 111 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Саратовской области (далее по тексту -АИИС КУЭ ЖУ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62360-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Саратовской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 019-2 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62360-15: Описание типа СИ | Скачать | 111 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Саратовской области (далее по тексту -АИИС КУЭ ЖУ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ ЖУ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и устройство передачи данных (УПД).
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, (реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) ЭКОМ-3000, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ПК Энергосфера», с помощью которого решаются следующие задачи:
- коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала времени;
- измерение средней мощности на заданных интервалах времени;
- мониторинг нагрузок заданных объектов.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ ЖУ (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), основного ПО «ПК Энергосфера», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам розничного рынка электроэнергии и мощности.
АИИС КУЭ ЖУ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз 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 ЖУ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ЖУ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ЖУ (синхронизация часов АИИС КУЭ ЖУ).
Принцип действия.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках электроэнергии мгновенные значения силы электрического тока и напряжения преобразуются в цифровой код, с использованием которого в микропроцессоре 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 код с выходов счетчиков электроэнергии при помощи устройств передачи данных УПД поступает на входы УСПД 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 ЖУ.
АИИС КУЭ ЖУ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени с национальной шкалой координированного времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS приемника, подключенного к УСПД. Устройство синхронизации 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 ИВК, 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 первым и вторым уровнями АИИС КУЭ ЖУ осуществляется с помощью GSM связи, между остальными уровнями АИИС КУЭ ЖУ - 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 ЖУ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ПК Энергосфера», включающее в себя модули «конфигуратор УПД», «Консоль администратора», «Редактор расчетных схем», сервер опроса PSO», «Архив», «Анализатор 485», «СУБД SQL» ).
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «ПК Энергосфера», включающее в себя модуль «Кофигуратор УСПД ЭКОМ-3 000» .
С помощью ПО «ПК Энергосфера», 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.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 1-6.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АРМ Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АРМ Энергосфера |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.44.1887 |
Цифровой идентификатор ПО |
7b4d8944a15ac8a390cf54e7667d2e9e |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ControlAge.exe |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Центр экспорта/импорта»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Центр экспорта/импорта |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.34.3057 |
Цифровой идентификатор ПО |
50a1e48c4a9206a15b701dd4dbf993f3 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
expimp.exe |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Сервер опроса»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Сервер опроса |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.15.2778 |
Цифровой идентификатор ПО |
e307cb4a8d6dfd2598d2d92e083f81b3 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
PSO.exe |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Модуль ручного ввода»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Модуль ручного ввода |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.14.386 |
Цифровой идентификатор ПО |
3d34f0b58adb45b86776b227a298c36b |
Другие идентификационные данные, если имеются |
HandInput.exe |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Консоль администратора»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Консоль администратора |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.38.1234 |
Цифровой идентификатор ПО |
1bf0229cd69bdc7775e2b97129d77301 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
AdCenter.exe |
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Редактор расчетных схем»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Редактор расчетных схем |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.0.9.6066 |
Цифровой идентификатор ПО |
5658f581f3fb4b41ae31e4af50d86ffc |
Другие идентификационные данные, если имеются |
AdmTool.exe |
ПО «ПК Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ЖУ.
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ ЖУ, указанные в таблицах 8, 9, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ ЖУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ ЖУ приведен в таблице 7.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ЖУ приведены в таблицах 8, 9.
Таблица 7 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ ЖУ
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ ЖУ, характеристики, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Ершов | |||||
1 |
Красный Кут РП2 |
ТПЛМ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 2363-68 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
ЭКОМ-3000 № 17049-09 |
2 |
ТП АБ Ввод 1016 |
ТОЛ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
3 |
ТП АБ Ввод 1020 |
ТОЛ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
4 |
ТП АБ ТМ 1 |
ТОП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
5 |
ВЧДР 1 Ввод 1 |
ТОП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
6 |
ВЧДР 1 Ввод 2 |
ТОП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
7 |
ВЧДР 2 Ввод |
ТОП 0,66 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
8 |
ТП ВОХР Ввод |
ТОП 0,66 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
9 |
ТП ДМТО Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
10 |
ТП ДТВ Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
11 |
ТП ДТШ Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
12 |
ТП Общежитие Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
13 |
ТП Очистные Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
14 |
ТП Пескосушилка Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
15 |
ТП СМП Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
16 |
ТП Поликлиника Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=400/5 КТ 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
17 |
ТП Поликлиника Ввод 2 |
ТШП 0,66 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
18 |
ТП ТЧ-13 Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
19 |
ТП ТЧ-13 Ввод 2 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
20 |
ТП ЦТП Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
21 |
ТП ЦТП Ввод 2 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
22 |
ТП ШЧ-3 Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
23 |
ТП ЦРП Ввод Веерное депо |
ТШП 0,66 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
24 |
ТП ЦРП Ввод 1016 |
ТПЛМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 2363-68 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
25 |
ТП ЦРП Ввод 1020 |
ТПЛМ-10 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 2363-68 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
26 |
ТП ЦРП Ввод ТМ-14 |
ТПЛМ-10 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 2363-68 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
27 |
ТП ЦРП Ввод ТМ-15 |
ТПЛМ-10 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 2363-68 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
28 |
ТП Электростанция ТМ-1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
29 |
ТП Электростанция ТМ-2 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
30 |
ТП Электростанция ТМ-3 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Пугачев | |||||
31 |
Балаково ЦРП Ввод с ТП-65 |
ТОЛ-10 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
32 |
Балаково ЦРП Ввод с ТМ-1 |
ТШП 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
33 |
Балаково ЦРП Ввод с ТМ-2 |
ТШП 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
34 |
ТП Иргиз Компрессорная Ввод ТМ-1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
35 |
ОРУ ст. Н. Пере-любская Ввод- 1 10 кВ Т1 |
ТОЛ-10 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
36 |
ОРУ ст. Н. Пере-любская Ввод- 2 10 кВ Т2 |
ТОЛ-10 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
37 |
ОРУ ст. Н. Пере-любская СН Т-1 |
ТШП 0,66 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
38 |
ОРУ ст. Н. Пере-любская СН Т-2 |
ТШП 0,66 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
39 |
Пугачев ТП АБ Ввод ТМ |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
40 |
Пугачев ЦРП-21 Ввод ТМ-1 |
ТОЛ-10 Ктт=30/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
41 |
Пугачев ЦРП-21 Ввод ТМ-2 |
ТОЛ-10 Ктт=30/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
42 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1 |
ТОЛ-10 Ктт=20/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
43 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-2 |
ТОЛ-10 Ктт=20/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
44 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1004 |
ТОЛ-10 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
45 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1005 |
ТОЛ-10 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
46 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1006 |
ТОЛ-10 Ктт=75/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
47 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1007 |
ТОЛ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
48 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1008 |
ТОЛ-10 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
49 |
ПС Г ородская 110/10 ТСН-1ф. 1009 |
ТОЛ-10 Ктт=75/5 КТ 0,5 № 7069-02 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
Саратов | |||||
50 |
ТП Волжские Дали В1 6 кВ |
ТВЛМ-10 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 380-49 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
51 |
ТП Волжские Дали В2 6 кВ |
ТВЛМ-10 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 380-49 |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
52 |
ТП-1506 Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
53 |
ТП- 1514 Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
54 |
ТП- 1514 Ввод 2 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
55 |
ТП-1520 Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
56 |
ТП-1618 Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
57 |
ТП-1618 Ввод 2 |
Т-0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
58 |
ТП-1677 Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
59 |
ТП-1677 Ввод 2 |
Т-0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
60 |
ТП-1685 РГ 2 |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
61 |
ТП-1721 Ввод 1 |
ТШП 0,66 Ктт= 1500/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
62 |
ТП-1721 Ввод 2 |
ТШП 0,66 Ктт=1500/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
63 |
ТП-1805 Ввод |
ТШП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15173-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
64 |
ТП-1865 Ввод |
ТОП 0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 15174-96 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
65 |
ТП-1944 Ввод |
Т-0,66 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1 № 27779-04 |
Таблица 8 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ЖУ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
cosф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
55(10) % |
520 % |
5100 % | ||
15(10) %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %—I-изм—I120% | ||
1, 4-23, 26-41, 52-65 |
1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
(ТТ 0,5; |
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
Сч. 0,5S) |
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
2, 3, 24, 25, 42-51 |
1,0 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,7 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,8 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,9 |
Сч. 0,5S) |
0,5 |
±5,8 |
±3,5 |
±2,1 |
Таблица 9 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ЖУ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
cosф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
55(10) % |
520 % |
5100 % | ||
15(10) %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
1, 4-23, 26-41, 52-65 (ТТ 0,5; Сч. 1,0) |
0,866 |
±4,2 |
±3,6 |
±3,5 |
0,6 |
±5,7 |
±4,2 |
±3,9 | |
2, 3, 24, 25, 42-51 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0) |
0,866 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,6 |
0,6 |
±5,8 |
±4,3 |
±4,0 |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom, где Uhom - номинальное значение напряжения;
б) диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom, где Ihom - номинальное значение тока;
в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
а) ТТ: от минус 40 до 50 °С;
б) счетчиков: от 21 до 25 °С;
в) ИВК: от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения: (0,9 - 1,1) ином;
б) диапазон силы тока: (0,01 - 1,2) 1ном;
в) частота (50,0 ± 0,5) Гц;
г) коэффициент мощности cos9 (sin9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);
- температура окружающего воздуха:
а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,
б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,
в) для ИВК: от 15 до 40 °С;
- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;
- магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ЖУ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ЖУ приведена в таблице 10.
Таблица 10 - Комплектность
Наименование |
Обозначение (тип) |
Кол-во шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
32 |
Трансформаторытока опорные |
ТОП-0,66 |
18 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП 0,66 |
102 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
65 |
Устройство синхронизации системного времени |
GPS приемник Trimble |
4 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
4 |
Методика поверки |
1 | |
Паспорт-формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62360-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Саратовской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 октября 2015 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Саратовской области».
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.