Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Владимирской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 62562-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62562-15: Описание типа СИ | Скачать | 123.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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 | 62562-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Владимирской области |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 011 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62562-15: Описание типа СИ | Скачать | 123.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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 |
2.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
ПК «Энергия-Альфа 2» |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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 Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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 АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ТП Владимир | |||||
|
1 |
Ф. ОВ |
IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 7044305 Г осреестр № 25568-08 |
TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010257; 1VLT5208010251; 1VLT5208010248 Г осреестр № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081953 Г осреестр № 36697-08 |
RTU-327 Зав. № 000768 Г осреестр № 41907-09 |
|
2 |
Ф. ДПР |
IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 7044300; 7044299; 7044307; 7044300 Г осреестр № 25568-08 |
TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010252; 1VLT5208010253; 1VLT5208010277 Г осреестр № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081949 Г осреестр № 36697-08 | |
|
3 |
Ф. УФК (КРУ) |
IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 7044307 Г осреестр № 25568-08 |
TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010252; 1VLT5208010253; 1VLT5208010277 Г осреестр № 51637-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081921 Г осреестр № 36697-08 | |
|
4 |
ВВ1-110кВ (Тяга) |
ТГФ-110 П*УХЛ 1 Кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1553; 1554;1555 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 251; 258; 236 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0107060017 Г осреестр № 27524-04 | |
|
5 |
ВВ2-110кВ (Тяга) |
ТГФ-110 П*УХЛ 1 Кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1556; 1557;1558 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 2203; 2187; 240 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0107060141 Г осреестр № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ВВ1-110кВ |
ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8721; 8720; 8719 Г осреестр № 19730-00 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 251; 258; 236 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081576 Г осреестр № 36697-08 |
RTU-327 Зав. № 000768 Г осреестр № 41907-09 |
|
7 |
ВВ2-110кВ |
ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8715; 8716; 8746 Г осреестр № 19730-00 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 251; 258; 236 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081478 Г осреестр № 36697-08 | |
|
8 |
ВВ3-110кВ |
ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8711; 8712; 8713 Г осреестр № 19730-00 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 2203; 2187;240 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081485 Г осреестр № 36697-08 | |
|
9 |
ВВ4-110кВ |
ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8716; 8717; 8718 Г осреестр № 19730-00 |
НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 2203; 2187;240 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 810080587 Г осреестр № 36697-08 | |
|
10 |
Ф 1 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39464; 39462 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08043193 Г осреестр № 20175-01 | |
|
11 |
Ф7 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39485; 39486 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр №16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 02032002 Г осреестр № 20175-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
Ф 11 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39460; 39463 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08041016 Г осреестр № 20175-01 |
RTU-327 Зав. № 000768 Г осреестр № 41907-09 |
|
13 |
Ф 5 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 39466; 39465 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044196 Г осреестр № 20175-01 | |
|
14 |
Ф6 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39476; 39478 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8041003 Г осреестр № 20175-01 | |
|
15 |
Ф2 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39497; 39469 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08042125 Г осреестр № 20175-01 | |
|
16 |
Ф9 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39470; 39468 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9043093 Г осреестр № 20175-01 | |
|
17 |
Ф 10 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 39454; 39458 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044071 Г осреестр № 20175-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 |
Ф4 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39456; 39455 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8042017 Г осреестр № 20175-01 |
RTU-327 Зав. № 000768 Г осреестр № 41907-09 |
|
19 |
Ф 12 -6кВ |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39459; 39461 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044157 Г осреестр № 20175-01 | |
|
20 |
Ф 13 -6кВ (Резерв) |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39477; 39484 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 803122655 Г осреестр № 36697-08 | |
|
21 |
Ф 14 -6кВ (Резерв) |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39479; 39474 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 804120890 Г осреестр № 36697-08 | |
|
22 |
ВВ3-6 |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 3000/5 Зав. № 39489; 39496; 39497 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1022 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 804120848 Г осреестр № 36697-08 | |
|
23 |
ВВ4-6 |
ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 3000/5 Зав. № 39500; 39493; 39494 Г осреестр № 30709-11 |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 803122530 Г осреестр № 36697-08 |
Таблица 3- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cos^ |
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±1120% | ||
|
1,3 (ТТ 0,5S; ТН0,5; Сч. 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,8 |
±1,8 |
|
0,9 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,0 |
±3,3 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
2 (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 | |
|
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,2S) |
1,0 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,87 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±2,5 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
6 - 9 (ТТ 0,5S; ТН0,2 ; Сч. 0,2S) |
1,0 |
±1,7 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
10 - 19, 21, 22 (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 | |
|
20, 23 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,87 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
Номер ИК |
cos^ |
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±1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1,3 (ТТ 0,5S; ТН0,5 ; Сч. 1,0) |
0,87 |
±6,0 |
±4,6 |
±4,0 |
±4,0 |
|
0,8 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,7 | |
|
0,5 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
2 (ТТ 0,5S; ТН0,5 ; Сч. 1,0) |
0,87 |
±6,0 |
±4,6 |
±4,0 |
±4,0 |
|
0,8 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,7 | |
|
0,5 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,4 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4, 5 |
0,87 |
±3,1 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,2 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,5) |
0,8 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
6 - 9 |
0,87 |
±5,0 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,4 |
|
(ТТ 0,5S; ТН0,2 ; Сч. 0,2S) |
0,8 |
±4,1 |
±2,7 |
±2,1 |
±2,1 |
|
0,5 |
±2,7 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
10 - 19 |
0,87 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,2 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0) |
0,8 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,1 |
±2,0 |
|
0,5 |
±3,8 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
20, 23 |
0,87 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,1 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5) |
0,8 |
±2,4 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
21, 22 |
0,87 |
±4,1 |
±3,9 |
±3,6 |
±3,6 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0) |
0,8 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,4 |
|
0,5 |
±3,4 |
±3,3 |
±3,3 |
±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, 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^ин2 до 1,Ьин2;
- сила тока от0,0Пном до 1,2-1ном; коэффициент мощности cos9 (sm9) 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 «СЭТ-4ТМ.03М» - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
- счетчики электроэнергии «СЭТ-4ТМ.02» и «СЭТ-4ТМ.03» - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 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 |
IGW-36D3 |
5 |
|
Трансформаторы тока |
ТГФ-110 И*УХЛ 1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТВГ-110 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10-6 |
30 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJC 7 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.02 |
10 |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 | |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2617-500-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
71653579.411711.011.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2617-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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;
- для счетчиков электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03М» - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1;
- для счетчиков электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03» -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ;
- для счетчиков электроэнергии «СЭТ-4ТМ.02» - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки»;
- 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 Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1857/500-01.00229-2015 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
