62559-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62559-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
62559-15: Описание типа СИ Скачать 114.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской 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 62559-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 013
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

62559-15: Описание типа СИ Скачать 114.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской 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 (далее по тексту - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) типа 35LVS (35HVS). 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 ± 1 с. 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",

"АльфаЦЕНТРКоммуникатор". 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

2.0.3.17

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 Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» 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 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Технические характеристики и состав измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Состав АИИ

С КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ЭЧ-14, Мангут

ТСН-1

Т-0,66 Kt.t0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 181011; 181015; 181012 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RAL-B-4 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1151847 Г осреестр № 16666-97

RTU-327 Зав. № 001537 Г осреестр № 41907-09

2

ЭЧ-14, Мангут ТСН-2

Т-0,66 Kt.t0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 181014; 175751; 175752 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RAL-B-4 Kh.t0,5S/1,0 Зав. № 1151766 Г осреестр № 16666-97

3

ЭЧ-14, Мангут ф. 210кВ Котельная

ТЛО-10-УЗ

Kt.t0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 9278; 9275 Г осреестр № 25433-06

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1347 Г осреестр № 20186-05

EA05RL-B-3 Kh.t0,5S/1,0 Зав. № 1031604 Г осреестр № 16666-97

4

ЭЧ-14, Мангут ТСЦБ

Т-0,66 Kt.t0,5S

Ктт = 150/5 Зав. № 178873; 178871; 178870

Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-3 Kh.t0,5S/1,0 Зав. № 1031622 Г осреестр № 16666-97

5

ЭЧ-14, Мангут

ТВ-1

ТЛМ-10 У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 4307; 4427

Г осреестр № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1347 Г осреестр № 20186-05

EA05RL-B-3 Kh.t0,5S/1,0 Зав. № 1032734 Г осреестр № 16666-97

6

ЭЧ-14, Мангут ТВ-2

ТЛМ-10 У3 Кл.т0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2988; 2914

Г осреестр № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1335 Г осреестр № 20186-05

EA05RAL-B-3 O.t0,5S/1,0 Зав. № 1131273 Г осреестр № 16666-97

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

ЭЧ-14, 2529 км ТСН-2

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 1000/5 Зав. № 181031; 181034; 181033 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-4 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1117566 Г осреестр № 16666-97

RTU-327 Зав. № 001537 Г осреестр № 41907-09

8

ЭЧ-14, 2529 км ТСН-1

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 1000/5 Зав. № 180999; 181000; 181001 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RAL-B-4 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1151963 Г осреестр № 16666-97

9

ЭЧ-14, 2529 км ТВ-1

ТЛМ-10-1У3

Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 5622; 5621

Г осреестр № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1351 Г осреестр № 20186-05

EA05RL-P1-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1137960 Г осреестр № 16666-97

10

ЭЧ-14, 2529 км ТВ-2

ТЛМ-10-1У3

Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 4899; 5618

Г осреестр № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1344 Г осреестр № 20186-05

EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1032838

Г осреестр № 16666-97

11

ЭЧ-14, 2529 км ТСЦБ

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 150/5 Зав. № 178872; 178866; 178868 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1036229 Г осреестр № 16666-97

12

ЭЧ-14, 2546 км ТСН-2

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 1000/5 Зав. № 181035; 181010; 181032 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-4 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1105389 Г осреестр № 16666-97

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

13

ЭЧ-14, 2546 км ТСН-1

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 1000/5 Зав. № 181013; 176662; 181018 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-4 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1117580 Г осреестр № 16666-97

RTU-327 Зав. № 001537 Г осреестр № 41907-09

14

ЭЧ-14, 2546 км ТВ-3

ТЛМ-10-1У3

Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 266;

5303 Г осреестр № 2473-00

-

EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1031617 Г осреестр № 16666-97

15

ЭЧ-14, 2546 км ТВ-2

ТЛМ-10-1У3

Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 9206; 5287

Г осреестр № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1327 Г осреестр № 20186-05

EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1046760 Г осреестр № 16666-97

16

ЭЧ-14, 2546 км ТСЦБ

Т-0,66 Кл.т0,58 Ктт = 150/5 Зав. № 178869; 178865; 178867 Г осреестр № 15764-96

-

EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1031697 Г осреестр № 16666-97

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)% — 1изм<1 5 %

I5 %—1изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1, 2, 4, 7, 8, 11, 12, 13, 16

(ТТ 0,5S; ТН- ;

Сч. 0,5S)

1,0

±2,2

±1,6

±1,4

±1,4

0,9

±2,5

±1,8

±1,6

±1,6

0,87

±2,6

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±2,9

±2,0

±1,7

±1,7

0,5

±4,9

±3,2

±2,3

±2,3

3

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5S)

1,0

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,0

±1,6

±1,6

±1,6

0,87

±2,0

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,1

±1,8

±1,6

±1,6

0,5

±2,7

±2,4

±2,1

±2,1

5, 6, 9, 10, 15

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,87

-

±2,8

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

14

(ТТ 0,5; ТН - ;

Сч. 0,5S)

1,0

-

±2,1

±1,6

±1,4

0,9

-

±2,6

±1,7

±1,6

0,87

-

±2,7

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

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)% — 1изм< I 5 %

I5 %—1изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1, 2, 4, 7, 8, 11, 12, 13, 16

(ТТ 0,5S; ТН- ;

Сч. 1,0)

0,87

±7,0

±4,7

±2,6

±2,4

0,8

±5,8

±3,4

±2,3

±2,2

0,5

±4,1

±2,6

±1,9

±1,8

3

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,87

±5,6

±3,4

±2,3

±2,2

0,8

±4,8

±3,0

±2,1

±2,0

0,5

±3,8

±2,5

±1,9

±1,8

5, 6, 9, 10, 15

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,87

-

±6,2

±3,5

±2,7

0,8

-

±5,1

±2,9

±2,4

0,5

-

±3,4

±2,2

±2,0

14

(ТТ 0,5; ТН - ; Сч. 1,0)

0,87

-

±2,7

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, при доверительной вероятности Р=0,95 и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С;

3. Нормальные условия эксплуатации:

- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^ином до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2-!ном, 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-Uhi до 1,1-ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); 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/Лн2 до 1,Ьин2;

- сила тока от 0,01-1ном до 1,2-1ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); 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 3. 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 «ЕвроАЛЬФА» - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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 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 временив:

- 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

Т-0,66

27

Трансформаторы тока

ТЛО-10-УЗ

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10-1У3

12

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

5

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

16

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Комплексы         измерительновычислительные    для учета

электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

РТ-МП-2619-500-2015

1

Паспорт-формуляр

71653579.411711.013.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2619-500-2015"ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 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».

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;

- счетчиков электроэнергии многофункциональных типа ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА), утвержденной ГЦИ СИ ГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева в феврале 1998 года;

- для УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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 Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1859/500-01.00229-2015 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

62558-15
РС-30 Вольтамперфазометры
АО "НПФ "Радио-Сервис", г.Ижевск
Вольтамперфазометры РС-30 (далее - приборы) предназначены для измерения:
62557-15
Р Потенциостаты-гальваностаты
ООО "Элинс", г.Москва
Потенциостаты-гальваностаты типа Р (далее - приборы) предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока на рабочих электродах электрохимической ячейки в процессе электрохимических исследований.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тверьобэнергосбыт» 2-я очередь (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) НВО АЭС-2 филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для изме...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО «УОС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и перед...