Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карымская ЭЧЭ-10" Забайкальской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Забайкальского края
| Номер в ГРСИ РФ: | 62550-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62550-15: Описание типа СИ | Скачать | 122.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края (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 | 62550-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карымская ЭЧЭ-10" Забайкальской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Забайкальского края |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1543 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62550-15: Описание типа СИ | Скачать | 122.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского 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.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень -включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергиитипа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения реактивной электроэнергии), 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. № 005736), 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), 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 энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности с учетом 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 уровня ИВК 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 времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±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 счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика 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 счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
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 |
не ниже 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 |
не ниже 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 |
не ниже 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 |
не ниже 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) тяговой подстанции «Амре» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской 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 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Измерительные компоненты АИИС КУЭ |
Вид электроэнер гии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС «Карымская ЭЧЭ-10» | ||||||
|
1 |
ВЛ1 - 220 кВ - 1,2Т |
TG 245 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 00180; 00179 Госреестр № 30489-05 |
НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 792; 794; 795 Госреестр № 20344-05 |
A1802RAL-P4GE-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199470 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ2 - 220 кВ -1,2,3Т |
TG 245 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 00177; 00178 Госреестр № 30489-05 |
НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 830; 890; 790 Госреестр № 20344-05 |
A1802RAL-P4GE-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199469 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
3 |
Ввод 1 2х25 кВ КП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485217 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199474 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
4 |
Ввод 1 2х25 кВ ПП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485226 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199476 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
Ввод 2 2х25 кВ КП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485223 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199482 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
6 |
Ввод 2 2х25 кВ ПП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485220 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014915 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199473 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
7 |
ФТС 1 КП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485683 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199477 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
8 |
ФТС 1 ПП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485686 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014915 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199483 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
9 |
ФТС 2 КП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485687 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199484 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
10 |
ФТС 2 ПП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485677 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199481 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
11 |
ЗВ КП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485680 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199480 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
12 |
ЗВ ПП |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485685 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199479 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
13 |
УФК 1 |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485284 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199475 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
14 |
УФК 2 |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485282 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 |
A18O2RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199478 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
УФК 3 |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485287 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199472 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
16 |
УФК 4 |
GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485286 Госреестр № 28402-09 |
TJC 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 |
A1802RAL-P4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199471 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие вероятности Р=0,95, (± 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, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < Ii< 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
|
0,051н < I1< 0,21н |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,0 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,8 | |
|
3 - 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н < I1< 0,051н |
1,8 |
2,2 |
2,5 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
|
0,051н < I1< 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,2 |
1,5 |
1,7 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие вероятности Р=0,95, (± 3), % | ||||
|
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, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н < I1< 0,051н1 |
2,5 |
2,1 |
3,3 |
2,9 |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,5 |
1,3 |
2,0 |
1,7 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,1 |
0,9 |
1,4 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,1 |
0,9 |
1,3 |
1,2 | |
|
3 - 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н < I1< 0,051н |
5,1 |
4,1 |
5,6 |
4,5 |
|
0,051н < I1< 0,2Iki |
3,1 |
2,5 |
3,4 |
2,8 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
2,0 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Uh до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-Ih;
- диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5- 1,0(0,87- 0,5);
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до 50°С; счетчиков -от 18°С до 25°С; ИВКЭ - от 10°С до 30°С; ИВК - от 10°С до 30°С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения -от 0,9-UH1 до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,05-Ihi до 1,2-Ihi; коэффициент мощности cos9(sin9) -0,8- 1,0(0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40°С.
Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Uh2 до1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01-Ih2 до 1,2-Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) -0,8 - 1,0(0,6- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 65 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД RrU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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:
1 . параметрирования;
2 . пропадания напряжения;
3 . коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1 . счетчика;
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3 . испытательной коробки;
4. УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
1 . пароль на счетчике;
2 . пароль на УСПД;
3 . 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края 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. |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока TG 245 |
4 |
|
Трансформатор тока GI-36 |
14 |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения TJC 7 |
4 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
16 |
|
УСПД типа RTU-327 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника |
1 |
|
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 62550-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» ЗабайкальскойЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2015 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
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 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», 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 А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 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 системыGlobalPositioningSystem (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
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Забайкальского края». Свидетельство об аттестации № 01.00252/372-2015 от 08.10.2015г.
Нормативные документы
ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края
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».
Смотрите также
