Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Удмуртской Республики
| Номер в ГРСИ РФ: | 62561-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62561-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Удмуртской Республики (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 | 62561-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Удмуртской Республики |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 016 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62561-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Удмуртской Республики (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", "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 |
2.0.3.17 |
|
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 Удмуртской Республики.
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 Удмуртской Республики 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-1, Чепца ТВ-3 |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3981; 5346 Г осреестр № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 7403; 7404; 7405 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1031608 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-327 Зав. № 001230 Г осреестр № 41907-09 |
|
2 |
ЭЧ-1, Чепца ф. 0,22кВ Дома |
Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 107610; 107727 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032784 Г осреестр № 16666-97 | |
|
3 |
ЭЧ-1, Чепца ТВ-1 |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 69442; 65330 Г осреестр № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 7403; 7404; 7405 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032843 Г осреестр № 16666-97 | |
|
4 |
ЭЧ-1, Чепца ТСЦБ |
Т-0,66 Кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 119390; 119379 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1046752 Г осреестр № 16666-97 | |
|
5 |
ЭЧ-1, Чепца ТВ-2 |
ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 1214; 41531 Г осреестр № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 6778; 6792; 6782 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1031649 Г осреестр № 16666-97 | |
|
6 |
ЭЧ-1, Чепца ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 53935; 190290 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1031637 Г осреестр № 16666-97 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ЭЧ-1, Чепца ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 190345; 190341 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1036164 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-327 Зав. № 001230 Г осреестр № 41907-09 |
|
8 |
ЭЧ-1, Чепца ф. 3 10кВ ЖДП |
ТПФМУ-10 Кл.т0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 3436; 4236 Г осреестр № 814-53 |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 6778; 6792; 6782 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032760 Г осреестр № 16666-97 | |
|
9 |
ЭЧ-1, Кез ф. 3 10кВ ЖДП |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т0^ Ктт = 75/5 Зав. № 2834; 2685 Г осреестр № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 7017; 7016; 8028 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1031629 Г осреестр № 16666-97 | |
|
10 |
ЭЧ-1, Кез ф. 0,22кВ Отопление |
Т-0,66 УЗ Кл.т0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 116968; 116952; 116971 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1111128 Г осреестр № 16666-97 | |
|
11 |
ЭЧ-1, Кез ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т0^ Ктт = 1000/5 Зав. № 53933; 53989 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032840 Г осреестр № 16666-97 | |
|
12 |
ЭЧ-1, Кез ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т0^ Ктт = 1000/5 Зав. № 2001260; 2001198 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RAL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1168485 Г осреестр № 16666-97 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ЭЧ-1, Кез ТСЦБ |
Т-0,66 O.t0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 119378; 119388 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т0,58/1,0 Зав. № 1032774 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-327 Зав. № 001230 Г осреестр № 41907-09 |
|
14 |
ЭЧ-1, Кузьма ТСЦБ |
Т-0,66 Кл.т0^ Ктт = 300/5 Зав. № 119382; 119384 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-P1-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1137760 Г осреестр № 16666-97 | |
|
15 |
ЭЧ-1, Кузьма ф. 0,22кВ СН ЭЧК |
Т-0,66 УЗ Кл.т0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 175829; 175821 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032755 Г осреестр № 16666-97 | |
|
16 |
ЭЧ-1, Кузьма ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 190297; 190290 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1168350 Г осреестр № 16666-97 | |
|
17 |
ЭЧ-1, Кузьма ф. 1 10кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 35886; 42035 Г осреестр № 1276-59 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 6794; 6786; 6900 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111210 Г осреестр № 16666-97 | |
|
18 |
ЭЧ-1, Кузьма ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 190332; 190390 Г осреестр № 15764-96 |
- |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1031614 Г осреестр № 16666-97 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
ЭЧ-1, Кузьма ф. 2 10кВ ЖДП |
ТПФМУ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 9070; 5739 Г осреестр № 814-53 |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 6883; 6880; 6793 Г осреестр № 3344-04 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1031781 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-327 Зав. № 001230 Г осреестр № 41907-09 |
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 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3, 5, 8, 17, 19 (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 | |
|
2, 4, 6, 7, 11-14, 16, 18 (ТТ 0,5S; ТН- ; Сч. 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,6 |
±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 | |
|
9 (ТТ 0,5S; ТН0,5; Сч. 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,1 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
10, 15 (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 |
±2,3 |
±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 %, | ||
|
11(2)% — 1изм< I 5 % |
I5 %—1изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1, 3, 5, 8, 17, 19 (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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2, 4, 6, 7, 11-14, 16, 18 (ТТ 0,5S; ТН- ; Сч. 1,0) |
0,87 |
±7,0 |
±4,0 |
±2,6 |
±2,4 |
|
0,8 |
±5,8 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±4,1 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
9 (ТТ 0,5S; ТН0,5; Сч. 1,0) |
0,87 |
±7,1 |
±4,2 |
±2,9 |
±2,7 |
|
0,8 |
±5,9 |
±3,6 |
±2,5 |
±2,5 | |
|
0,5 |
±4,2 |
±2,7 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
10, 15 (ТТ 0,5; ТН- ; Сч. 1,0) |
0,87 |
- |
±6,1 |
±3,2 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
±5,0 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,3 |
±2,1 |
±1,8 |
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 от0,0Пном до 1,2-1ном; коэффициент мощности cos9 (sino) 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 |
ТПОЛ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
25 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМУ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
15 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
19 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 | |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2622-500-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
71653579.411711.016.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2622-500-2015"ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Удмуртской Республики. 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 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 Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Удмуртской Республики. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1862/500-01.00229-2015 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
