62565-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62565-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
62565-15: Описание типа СИ Скачать 120.6 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Красноярского 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 62565-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 017
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

62565-15: Описание типа СИ Скачать 120.6 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Красноярского 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 распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ, и содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений в заинтересованные организации; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±1 с.

Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающее в себя модуль «Энергия-Альфа 2». С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ»,  «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE»,  «АльфаЦЕНТР

Коммуникатор». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АРМ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4

Цифровой идентификатор ПО

0E90D5DE7590BBD89594906C8DF82AC2

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

4

Цифровой идентификатор ПО

724A7521769BED04FDBD70D9687748E1

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

A61ADC9069FB03A0069DD47BB71DC768

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 Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Красноярского края.

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 и метрологические характеристики измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Красноярского края приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Состав АИИ

С КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ТП Критово ТСН-1

Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 55810; 36926; 69324 Г осреестр № 36382-07

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1029456 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501

Г осреестр № 41907-09

2

ТП Критово ГРШ

ТШП-0,66 УЗ кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 15130, 15072, 15984 Г осреестр № 15173-01

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1029463 Г осреестр № 14555-02

3

ПС Ачинск ФКС №6-7

ТФЗМ-35Б кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 34387; 71035 Г осреестр № 39331-08

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1410977; 1410767 Г осреестр № 912-05

A2R-3-AL-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1064177 Г осреестр № 14555-02

4

ПС Чернореченская ТСН-1-2

ТШП-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 63738; 63724; 63937

Г осреестр № 15173-01

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1020382 Г осреестр № 14555-02

5

ТП Красноярск-восточный ТСН-1 (0,4 кВ)

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 72864; 68313; 71920

Г осреестр № 6891-85

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1051119 Г осреестр № 14555-02

6

ТП Красноярск-восточный ТСН-2 (0,4 кВ)

ТК-20

кл.т 0,5 Ктт =600/5 Зав. № 39210; 38933; 41358 Г осреестр № 1407-60

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1051120 Г осреестр № 14555-02

1

2

3

4

5

6

7

ТП Иланская ТСН-1-2

ТК кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 5659; 5715; 51202 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029465 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501 Г осреестр № 41907-09

8

ТП Зыково ТСН-1

ТШП-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3501; 3502; 3503 Г осреестр № 15173-01

-

A2R-4-AL-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 01120650 Г осреестр № 14555-02

9

ТП Зыково ТСН-2

ТШП-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3504; 3505; 3506 Г осреестр № 15173-01

-

A2R-4-AL-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1120637 Г осреестр № 14555-02

10

ТП Крупская ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8310; 8303; 8321 Г осреестр № 3422-04

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1145173 Г осреестр № 14555-02

11

ТП Крупская ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8295; 8331; 8260 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1145174 Г осреестр № 14555-02

12

ТП Курагино ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8323; 8308; 8277 Г осреестр № 3422-04

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029238 Г осреестр № 14555-02

1

2

3

4

5

6

13

ТП Курагино ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8351

Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029240 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501 Г осреестр № 41907-09

14

ТП Кошурниково СЦБ Восток 27,5 кВ

ТВДМ-35 кл.т 1,0 Ктт = 100/5 Зав. № 1096 Г осреестр № 3642-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1414775; 1441812 Г осреестр № 912-05

A2R-3-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1104045 Г осреестр № 14555-02

15

ТП Кошурниково ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8471; 8470; 8318 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029407 Г осреестр № 14555-02

16

ТП Кошурниково ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8311; 8469; 8356 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029458 Г осреестр № 14555-02

17

ТП Саянская ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8368; 8352; 8334 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029954 Г осреестр № 14555-02

18

ТП Саянская ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8475; 8262; 8467 Г осреестр № 3422-04

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029949 Г осреестр № 14555-02

1

2

3

4

5

6

19

ТП Ирбейская ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8459; 8365; 8360 Г осреестр № 3422-04

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029454 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501 Г осреестр № 41907-09

20

ТП Ирбейская ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8281;

8359;8350 Г осреестр № 3422-04

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029472 Г осреестр № 14555-02

21

ТП Абакумовка

ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8468; 8476; 8278 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029955 Г осреестр № 14555-02

22

ТП Абакумовка ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8287;

8355;8354 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029480 Г осреестр № 14555-02

23

ТП Кварцит ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8275; 8461; 8466 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1020393 Г осреестр № 14555-02

24

ТП Кварцит ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8362; 8366; 8358 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029914 Г осреестр № 14555-02

1

2

3

4

5

6

25

ТП Запань ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8367; 8284; 8361 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029935 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501 Г осреестр № 41907-09

26

ТП Запань ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8473; 8363; 8458 Г осреестр № 3422-04

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029439 Г осреестр № 14555-02

27

ТП Щетинкино

ТСН-1

ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 668483; 647591; 675360 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029919 Г осреестр № 14555-02

28

ТП Щетинкино ТСН-2

ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 668700; 675319; 675166 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029243 Г осреестр № 14555-02

29

ТП Крол ТСН-1

ТК-20

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 9237; 9004; 9210 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C25-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029213 Г осреестр № 14555-02

30

ТП Крол ТСН-2

ТК-20

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 9211; 9319;9007 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1020392 Г осреестр № 14555-02

1

2

3

4

5

6

31

ТП Мана ТСН-1

ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 272775; 647653;675353 Г осреестр № 1407-60

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029474 Г осреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 001504: 000786: 001501

Г осреестр № 41907-09

32

ТП Мана ТСН-2

ТК-20

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 668448; 647655; 675371 Г осреестр № 1407-60

-

A2R-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029242 Г осреестр № 14555-02

33

ТП Кравченко ТСН-1

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 83; 8307; 8317

Г осреестр № 3422-04

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029448 Г осреестр № 14555-02

34

ТП Кравченко ТСН-2

ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 8285; 8291; 8369 Г осреестр № 3422-04

-

A2T-4-0L-C4-T кл.т 0,5S/1 Зав. № 1029471 Г осреестр № 14555-02

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%

1100 %—!-изм—I120%

1, 2, 4-13; 15-34

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН -)

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

3 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,87

-

±2,8

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

1

2

3

4

5

6

14

(Сч 0,5S; ТТ 1,0; ТН 0,5)

1,0

-

±4,1

±3,0

±2,7

0,9

-

±5,1

±3,5

±3,1

0,87

-

±5,5

±3,7

±3,2

0,8

-

±6,2

±4,1

±3,5

0,5

-

±11,2

±6,6

±5,3

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, 4-13; 15-34

(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН -)

0,87

-

±6,1

±3,2

±2,4

0,8

-

±5,0

±2,7

±2,2

0,5

-

±3,3

±2,1

±1,8

3 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

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

(Сч. 1,0; ТТ 1,0; ТН 0,5)

0,87

-

±12,6

±6,8

±5,3

0,8

-

±10,3

±5,8

±4,7

0,5

-

±7,0

±4,5

±4,0

Примечания:

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

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3Нормальные условия эксплуатации:

- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^ином до 1,02^ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 45 до плюс 40°С.

Для электросчетчиков:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55 °C;

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9/Ин2 до 1,1-Uk2;

- сила тока от0,014ном до 1,2^1ном; коэффициент мощности cos9 (sm9) от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электроэнергии «Альфа» - среднее время наработки на отказ не менее

35000 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

3

Трансформаторы тока

ТК-20

21

Трансформаторы тока

Т-0,66УЗ

6

Трансформаторы тока

ТФЗМ- 35 А

2

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

9

Трансформаторы тока

ТК

3

Трансформаторы тока

ТШЛ-0,66

54

Трансформаторы тока

ТВДМ-35

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

4

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа

34

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

3

Комплексы         измерительновычислительные    для учета

электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

РТ-МП-2623-500-2015

1

Паспорт-формуляр

АУВП.411711.316.02.01.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2623-500-2015 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.10.2015 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 ГОСТ 8.216-88;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа» - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», согласованной ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, с помощью установок МК6800, МК6801 или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;

- 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 Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Красноярского края. Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00252/265-2015 от 10.08.2015 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пермского края(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и р...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Тюменской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной...
Default ALL-Pribors Device Photo
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 активн...
Default ALL-Pribors Device Photo
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 акти...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активн...