Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 62533-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62533-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской 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 | 62533-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62533-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской 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 двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора, хранения и передачи данных АИИС КУЭ (далее по тексту - 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 энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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).
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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения 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 сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на выходы GPRS-коммуникатора, и через сеть GSM и Internet передается на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её дальнейшая обработка, в частности, формирование, хранение и передача поступающей информации во все заинтересованные субъекты рынка ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Сличение времени счетчиков с временим сервера один раз в сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем сервера сбора ±2 с.
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 1.1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР АРМ"
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
"АльфаЦЕНТР" |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
"АльфаЦЕНТР АРМ" |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
"АльфаЦЕНТР" |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
9 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE" |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР Коммуникатор"
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
"АльфаЦЕНТР" |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
"АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО ПК "Энергия-Альфа 2"
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
ПК "Энергия-Альфа 2" |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Мга КТП-1, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54194; R54198; R54202 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223463 Г осреестр № 37883-08 |
|
2 |
Мга ТП-2, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № Т46301; Т46302; Т46308 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223572 Г осреестр № 37883-08 |
|
3 |
Мга ТП-5, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № R48153; R50169; R50184 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200006 Г осреестр № 37883-08 |
|
4 |
Мга ТП-3, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № R13764; R13765; R13938 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200199939 Г осреестр № 37883-08 |
|
5 |
Мга ТП-4, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54041; R29998; R54059 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200121 Г осреестр № 37883-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
6 |
Мга КТП-14, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54189; R54191; R54195 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223867 Г осреестр № 37883-08 |
|
7 |
Мга КТП-15, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № Х27221; Х27246; Х27242 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223650 Г осреестр № 37883-08 |
|
8 |
Мга КТП-7, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
Echelon EM 1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200026927 Г осреестр № 35404-07 |
|
9 |
Мга КТП-8, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194068 Г осреестр № 37882-08 |
|
10 |
Мга КТП-9, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194086 Г осреестр № 37882-08 |
|
11 |
Мга КТП-10, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194081 Г осреестр № 37882-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
12 |
Мга КТП-12, Ввод 0,4кВ |
ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № R48144; R48145; R50167 Г осреестр № 28139-04 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200124 Г осреестр № 37883-08 |
|
13 |
Мга КТП-13, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194110 Г осреестр № 37882-08 |
|
14 |
Лужайка ТП-5, Ввод 0,4кВ |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 243310; 243311; 243309 Г осреестр № 22656-07 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200225090 Г осреестр № 37883-08 |
|
15 |
Красный Сокол пер 53 км, Ввод 0,4кВ |
Т-0,66 МУ3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 160111; 160514; 160110 Г осреестр № 50733-12 |
- |
KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 014305 Г осреестр № 37883-08 |
|
16 |
ТП-227 ст. Бородинское ф. ж.д. нагрузки ст. Бородинское |
- |
- |
KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 144717 Г осреестр № 37882-08 |
|
17 |
Каменногорск, ф.02 ВЛ-10 кВ |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 4816; 4817 Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1002457; 0009950; 1002456 Г осреестр № 3344-08 |
A1805RAL-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01222371 Г осреестр № 31857-11 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм<1 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 - 7, 12, 15 (Сч. 1,0S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
±3,5 |
±3,0 |
±2,9 |
|
0,9 |
- |
±3,8 |
±3,1 |
±3,0 | |
|
0,8 |
- |
±4,2 |
±3,2 |
±3,1 | |
|
0,7 |
- |
±4,7 |
±3,4 |
±3,2 | |
|
0,5 |
- |
±6,3 |
±4,1 |
±3,6 | |
|
8 - 11, 13, 16 (Сч. 1,0S) |
1,0 |
- |
±3,1 |
±2,9 |
±2,9 |
|
0,9 |
- |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,8 |
- |
±3,3 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,3 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
14 (Сч. 1,0S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
±3,8 |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 |
|
0,9 |
±4,0 |
±3,4 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,8 |
±4,4 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
0,7 |
±4,9 |
±3,7 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
0,5 |
±6,4 |
±4,3 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
17 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 '%— 1 изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 - 7, 12, 15 (Сч. 2,0; ТТ 0,5) |
0,9 |
- |
±8,6 |
±6,8 |
±6,2 |
|
0,8 |
- |
±7,2 |
±6,0 |
±5,8 | |
|
0,7 |
- |
±6,6 |
±5,8 |
±5,6 | |
|
0,5 |
- |
±6,1 |
±5,5 |
±5,4 | |
|
8 - 11, 13, 16 (Сч. 2,0) |
0,9 |
- |
±6,0 |
±6,0 |
±5,8 |
|
0,8 |
- |
±5,9 |
±5,6 |
±5,6 | |
|
0,7 |
- |
±5,8 |
±5,5 |
±5,5 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±5,4 |
±5,4 | |
|
14 (Сч. 2,0; ТТ 0,5S) |
0,9 |
±8,6 |
±6,8 |
±6,4 |
±6,2 |
|
0,8 |
±7,2 |
±6,2 |
±5,8 |
±5,8 | |
|
0,7 |
±6,6 |
±6,0 |
±5,6 |
±5,6 | |
|
0,5 |
±6,1 |
±5,7 |
±5,4 |
±5,4 | |
|
17 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±7,3 |
±5,0 |
±4,4 |
±4,2 |
|
0,8 |
±5,6 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
0,7 |
±4,9 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия эксплуатации:
- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98/Лном до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 Ih1 до 1,2 Ih1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для электросчетчиков:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °C;
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^Uh2 до 1,1-Uh2;
- сила тока от 0,014ном до 1,2-1ном; коэффициент мощности cos9 (sm9) от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии KNUM-1023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;
- счетчики электроэнергии KNUM-2023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;
- счетчики электроэнергии Echelon EM 1023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;
- счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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 сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках 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 шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение (Тип) |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТТИ-А 0,66 |
24 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 МУ3 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофазные |
KNUM-2023 |
10 |
|
Счетчики электрической энергии одно- и многофазные |
EM-1023 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофазные |
KNUM-1023 |
5 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RAL-P4GB-DW4 |
1 |
|
Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 | |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2606-500-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
71653579.411711.001.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2606-500-2015 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.10.2015 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электроэнергии KNUM-1023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-1023. Методика поверки МП 495/446-2008», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2008 г.;
- для счетчиков электроэнергии KNUM-2023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-2023. Методика поверки МП 496/446-2008», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2008 г.;
- для счетчика электроэнергии Echelon EM 1023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии одно- и многофазные Echelon EM 1021, Echelon EM 1023, Echelon EM 2023. Методика поверки», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2007 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 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 счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1529/500-01.00229-2015 от 13.10.2015 г.
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.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
