Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Калужской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 62535-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62535-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской 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 | 62535-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Калужской области |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 003 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62535-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской 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 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 регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ, и содержит программное обеспечение (далее по тексту - 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;
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора 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 трех 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 при помощи технических средств приема-передачи данных 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.
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. 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 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 1.1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР АРМ"
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
"АльфаЦЕНТР" |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
14.05.02 |
|
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 |
9.2.0.8 |
|
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 |
4.9.8 |
|
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 |
2.0.3.16 |
|
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 Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской 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 и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской области приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ТП Тихонова Пустынь, Ф-7 ПЭ 10 кВ |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 43120; 43123 Г осреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 695 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138654 Г осреестр № 16666-07 |
RTU-327 Зав. № 001510 Г осреестр № 41907-09 |
|
2 |
ТП Тихонова Пустынь, Ф-8 ПЭ 10 кВ |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 5714; 5715 Г осреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 695 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138637 Г осреестр № 16666-07 | |
|
3 |
ТП Тихонова Пустынь, Ф-4 ПЭ 10 кВ |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 77788; 706 Г осреестр № 2363-68 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 676 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138594 Г осреестр № 16666-07 | |
|
4 |
ТП Тихонова Пустынь, Ф-6 ПЭ 10 кВ |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 26385; 29660 Г осреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 676 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1050644 Г осреестр № 16666-07 | |
|
5 |
ТП Бабынино, Ф-6 ПЭ 10 кВ |
ТЛО-10 У3 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 549; 5637 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 672 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1121605 Г осреестр № 16666-07 | |
|
6 |
ТП Бабынино, КВ2 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 42764; 42823 Г осреестр № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 658 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1121676 Г осреестр № 16666-07 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ТП Бабынино, Ф-7 ПЭ 10 кВ |
ТЛО-10 У3 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 1710; 1735 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 658 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1130473 Г осреестр № 16666-07 |
RTU-327 Зав. № 001510 Г осреестр № 41907-09 |
|
8 |
ТП Кудринская, КВ-1 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 42827; 42683 Г осреестр № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 21 Г осреестр № 20186-05 |
A1R-3-0L-C25-T+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1031244 Г осреестр № 14555-02 | |
|
9 |
ТП Кудринская, Ф-6 10 кВ |
ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 2014; 6291 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 21 Г осреестр № 20186-05 |
A1R-3-0L-C25-T+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1031142 Г осреестр № 14555-02 | |
|
10 |
ТП Кудринская, Ф-7 10 кВ |
ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 2015; 6287 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 675 Г осреестр № 20186-05 |
A1R-3-0L-C25-T+ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1031277 Г осреестр № 14555-02 | |
|
11 |
ТП Воротынск, Ф-7 прод. 10 кВ |
ТПФМУ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 29672; 26674 Г осреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 665 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138670 Г осреестр № 16666-07 | |
|
12 |
ТП Воротынск, Ф-6 прод. 10 кВ |
ТПФМУ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 26252; 27647 Г осреестр № 814-53 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 526 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138564 Г осреестр № 16666-07 | |
|
13 |
ТП Обнинское, ТСН-1 10 кВ |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 8880; 9526 Г осреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 528 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138629 Г осреестр № 16666-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
ТП Суходрев, Ф-6 10 кВ |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 33638; 33639 Г осреестр № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 657 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138669 Г осреестр № 16666-07 |
RTU-327 Зав. № 001510 Г осреестр № 41907-09 |
|
15 |
ТП Суходрев, Ф-7 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 43172; 43175 Г осреестр № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 656 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1138584 Г осреестр № 16666-07 | |
|
16 |
ТП Суходрев, СЦБ-2 0,4 кВ |
Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 46865; 46877; 46924 Г осреестр № 17551-06 |
- |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1121626 Г осреестр № 16666-07 | |
|
17 |
ТП Суходрев, ЭЧК 0,4 кВ |
Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 46902; 41375; 46927 Г осреестр № 17551-06 |
- |
EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1121681 Г осреестр № 16666-07 |
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—1120% | ||
|
1 - 4, 6, 11 - 15 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
5, 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
9, 10, (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
16, 17, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | |
|
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 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 - 4, 6, 11 - 15 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±7,3 |
±5,0 |
±4,2 |
|
0,8 |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 | |
|
5, 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±4,5 |
±4,1 |
±4,0 |
±3,8 |
|
0,8 |
±4,0 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,5 |
±3,7 |
±3,6 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
|
0,8 |
- |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
9, 10, (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,8 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
16, 17, (Сч. 1,0; ТТ 0,5) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±4,8 |
±4,0 |
|
0,8 |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,8 |
±3,7 |
±3,5 | |
|
0,5 |
- |
±4,2 |
±3,4 |
±3,3 | |
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^ином 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^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; 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/Ин2 до 1,1-Ue2;
- сила тока от 0,0Мном до 1,2-!ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) 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. 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.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии «АЛЬФА» - среднее время наработки на отказ не менее
80000 часов;
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
- 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 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;
- УСПД - 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
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 |
ТПФМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 У3 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМУ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
11 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EA05RL-P1B-3 |
13 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
A1R-3-0L-C25-T+ |
3 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 | |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2608-500-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
71653579.411711.003.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2608-500-2015 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской 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 «АЛЬФА» - по методике поверки
«Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.;
- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для УСПД RTU-325L - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1531/500-01.00229-2015 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
