65482-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 65482-16
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
65482-16: Описание типа СИ Скачать 145.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской 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 65482-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 025
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

65482-16: Описание типа СИ Скачать 145.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской 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:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

3-й 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).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам точного времени, получаемым от GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при повышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД-сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД

производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка

осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД ±2 с, но не реже 1 раза в сутки. СОЕВ обеспечивает корректировку времени АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

На уровне регионального Центра энергоучёта используется ПО «АльфаЦЕНТР», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1.1. 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. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1.2. С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения, отображения измерительной информации и передачи данных субъектам ОРЭМ.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

не ниже 14

Цифровой идентификатор ПО

0E90D5DE7590BBD89594906C8DF82AC2

Другие идентификационные данные, если имеются

ac_metrology.dll

Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

не ниже 2.0.13.6

Цифровой идентификатор ПО

A61ADC9069FB03A0069DD47BB71DC768

Другие идентификационные данные, если имеются

enalpha.exe

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской 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

Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской области приведен в таблице 2.

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

№ ИК

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ТП 220 кВ "Тарманчукан" Т1-220 кВ

ТГФ-220-П* кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 304; 301; 303

Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 245; 246; 250 Г осреестр № 20344-05

EA02RALX-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150244 Г осреестр № 16666-97

RTU327-E1-M4 Зав. № 001495 Г осреестр № 41907-09

2

ТП 220 кВ "Тарманчукан" Т2-220 кВ

ТГФ-220-II* кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 305; 306; 302

Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 249; 217; 264 Г осреестр № 20344-05

EA02RALX-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150254 Г осреестр № 16666-97

3

ТП 220 кВ "Тарманчукан" ФКС-1

ТВ35-11

кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2243 Г осреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1190912; 1190547 Госреестр № 912-70

EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01075782 Г осреестр № 16666-97

4

ТП 220 кВ "Тарманчукан" ФКС-2

ТВ35-11

кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2236 Г осреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1190912; 1190547 Госреестр № 912-70

EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01075786 Г осреестр № 16666-97

1

2

3

4

5

6

5

ТП 220 кВ "Тарманчукан" ФКС-3

ТФН-35М кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1144612

Г осреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1441939; 1414727 Госреестр № 912-70

EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01049096 Г осреестр № 16666-97

6

ТП 220 кВ "Тарманчукан" ФКС-4

ТВ35-П кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1933 Г осреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1441939; 1414727 Госреестр № 912-70

EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01075777 Г осреестр № 16666-97

7

ТП 220 кВ "Тарманчукан" ФКС-5

ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 29386 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1441939; 1414727 Госреестр № 912-70

A2R-3-AL-C8-T кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01028929 Г осреестр № 14555-95

RTU327-E1-

8

ТП 220 кВ "Карьерный" Т3-220 кВ

ТБМО-220 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 955; 1172; 954 Г осреестр № 27069-11

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 2063; 2064; 2086 Г осреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01241352 Г осреестр № 31857-11

M4 Зав. № 001495 Г осреестр № 41907-09

9

ТП 220 кВ "Карьерный" Т2-220 кВ

ТБМО-220 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 1111; 1106; 1101 Г осреестр № 27069-11

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 2084; 2083; 2067 Г осреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01241351 Г осреестр № 31857-11

10

ТП 220 кВ "Карьерный" Т2-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 07123; 06006; 07122 Г осреестр № 32139-06

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1804 Г осреестр № 11094-87

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156627 Г осреестр № 31857-06

1

2

3

4

5

6

11

ТП 220 кВ "Карьерный" Ф.7-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 05951; 05919 Г осреестр № 32139-06

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1790 Г осреестр № 11094-87

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156697 Г осреестр № 31857-06

RTU327-E1-M4 Зав. № 001495 Г осреестр № 41907-09

12

ТП 220 кВ "Карьерный" Т3-35 кВ

ТВЭ-35УХЛ2 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 3017-A; 3017-В; 3017-С Г осреестр № 13158-04

ЗНОЛ-35Ш кл.т 0,5 Ктн = (350)00)/\3)/(10)0)/\3) Зав. № 174; 237; 284 Г осреестр № 21257-06

A1802RALQ-P4GB-

DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156679 Г осреестр № 31857-06

13

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-1

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 55719 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0115973 Г осреестр № 16666-97

14

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-2

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 28507 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01150975 Г осреестр № 16666-97

15

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-4

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 28537 Г осреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1200765; 1200756 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01150977 Г осреестр № 16666-97

16

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-5

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 28533 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1200765; 1200756 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01150956 Г осреестр № 16666-97

17

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-6

ТФН-35М кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 22280

Г осреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01187971 Г осреестр № 16666-97

1

2

3

4

5

6

18

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-7

ТФНД 35 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1785 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Госреестр № 912-70

ЕА05RL-Р1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01142051 Г осреестр № 16666-97

RTU327-E1-M4 Зав. № 001495 Г осреестр № 41907-09

19

ТП 220 кВ "Карьерный" ФКС-8

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 29445 Г осреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1178463; 1178402 Госреестр № 912-70

ЕА05RL-Р1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01142183 Г осреестр № 16666-97

20

ТП 220 кВ "Карьерный" СЦБ

Т 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 049809; 049811; 049816 Г осреестр № 22656-02

-

А1805RL-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01169882 Г осреестр № 31857-06

21

ТП 220 кВ "Ядрин" Т1-220 кВ

ТГФ 220-II кл.т 0,2S Ктт = 100-200/1 Зав. № 291; 293;

292 Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 194; 247; 266 Г осреестр № 20344-05

ЕА02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150257 Г осреестр № 16666-97

22

ТП 220 кВ "Ядрин" Т2-220 кВ

ТГФ 220-II кл.т 0,2S Ктт = 100-200/1 Зав. № 294; 289;

290 Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 195; 265; 154 Г осреестр № 20344-05

ЕА02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150247 Г осреестр № 16666-97

23

ТП 220 кВ "Ядрин" Рабочая перемычка 220 кВ

ТГФ 220-II кл.т 0,2S Ктт = 300-600/1 Зав. № 277; 280; 278 Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 195; 265; 154 Г осреестр № 20344-05

ЕА02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150282 Г осреестр № 16666-97

24

ТП 220 кВ "Ядрин" Ремонтная перемычка 220 кВ

ТГФ 220-II кл.т 0,2S Ктт = 300-600/1 Зав. № 279; 281;

282 Г осреестр № 20645-05

НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 195; 265; 154 Г осреестр № 20344-05

ЕА02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01150280 Г осреестр № 16666-97

1

2

3

4

5

6

25

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-1

ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 923 Г осреестр № 21256-03

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181517; 1181421 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037091 Г осреестр № 16666-97

RTU327-E1-M4 Зав. № 001495 Г осреестр № 41907-09

26

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-2

ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 467 Г осреестр № 21256-03

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181517; 1181421 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037066 Г осреестр № 16666-97

27

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-3

ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 921 Г осреестр № 21256-03

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181571; 1181547 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037065 Г осреестр № 16666-97

28

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-4

ТВ35-П кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1143 Г осреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181571; 1181547 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037074 Г осреестр № 16666-97

29

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-5

ТВ35-П кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1011 Г осреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181571; 1181547 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037092 Г осреестр № 16666-97

30

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-6

ТОЛ 35 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 560 Г осреестр № 21256-03

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181571; 1181547 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1C-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01037101 Г осреестр № 16666-97

31

ТП 220 кВ "Ядрин" ФКС-8

ТОЛ 35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 894 Г осреестр № 21256-03

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1181571; 1181547 Госреестр № 912-70

EA05RL-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01141884 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)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1, 2, 21 - 24 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,2

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,3

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,5

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±1,9

±1,4

±1,1

±1,1

3 - 7, 13 - 19, 28 - 30 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,8

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

8, 9 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,2

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,5

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±1,9

±1,4

±1,2

±1,2

10, 11, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,5

±1,5

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

12 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,6

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,2

±1,8

±1,6

±1,6

20 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5)

1,0

-

±2,1

±1,5

±1,4

0,9

-

±2,7

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±1,9

±1,6

0,7

-

±3,7

±2,2

±1,8

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

25 - 27, 31

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

±2,7

±2,0

±1,7

±1,7

0,8

±3,0

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,5

±2,5

±2,0

±2,0

0,5

±5,1

±3,4

±2,6

±2,6

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5ioo %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1, 2, 21 - 24 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±3,3

±1,9

±1,3

±1,2

0,8

±2,8

±1,7

±1,2

±1,1

0,7

±2,4

±1,5

±1,1

±1,1

0,5

±2,1

±1,4

±1,0

±1,0

3 - 7, 13 - 19, 28 - 30 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±6,3

±3,6

±2,8

0,8

-

±5,2

±3,0

±2,5

0,7

-

±4,3

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,0

8, 9 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,5

±2,1

±1,8

±1,8

0,8

±2,3

±2,0

±1,7

±1,7

0,7

±2,1

±1,9

±1,6

±1,6

0,5

±1,9

±1,8

±1,5

±1,5

10, 11, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±5,8

±3,3

±2,7

0,8

-

±4,6

±2,8

±2,3

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±3,0

±2,0

±1,7

12 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±2,7

±2,4

±2,1

±2,1

0,8

±2,4

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±2,2

±2,0

±1,7

±1,7

0,5

±2,0

±1,9

±1,6

±1,6

20 (Сч. 1,0; ТТ 0,5)

0,9

-

±6,2

±3,3

±2,5

0,8

-

±5,1

±2,8

±2,2

0,7

-

±4,2

±2,5

±2,0

0,5

-

±3,4

±2,1

±1,9

25 - 27, 31

(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±7,3

±4,3

±2,9

±2,8

0,8

±6,1

±3,7

±2,6

±2,5

0,7

±5,2

±3,2

±2,3

±2,2

0,5

±4,4

±2,8

±2,1

±2,0

Примечания:

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

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99^Uhom до 1,01-Uhom; диапазон силы тока - от 0,01 Ihom до 1,2^Ihom; 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; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 Ih1 до 1,2 Ih1; частота - (50±0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^Uh2 до 1,2^Uh2; сила тока от 0,0Мном до 1,2-1ном; частота - (50±0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 65 °С.

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 80000 часов;

- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счетчиках электрической энергии;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК  -  хранение  результатов  измерений,  состояний  средств  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

ТГФ-220-II*

6

Трансформаторы тока

ТВ35-11

5

Трансформаторы тока

ТФН-35М

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

1

Трансформаторы тока

ТБМО-220 УХЛ1

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ—1О

5

Трансформаторы тока

ТВЭ-35УХЛ2

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

5

Трансформаторы тока

ТФНД 35

1

Трансформаторы тока

Т 0,66

3

Трансформаторы тока

ТГФ 220-II

12

Трансформаторы тока

ТОЛ 35

5

Трансформаторы напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

18

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

12

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-35Ш

3

Счетчики электрической энергии

EAO2RALX-P4B-4

2

Счетчики электрической энергии

EAO5RL-B-3

4

Счетчики электрической энергии

A2R-3-AL-C8-T

1

Счетчики электрической энергии

A18O2RALQ-P4GB-DW-4

5

Счетчики электрической энергии

EAO5RAL-B-3

5

Счетчики электрической энергии

EAO5RL-P1B-3

2

Счетчики электрической энергии

A18O5RL-P4GB-DW-4

1

Счетчики электрической энергии

EAO2RALX-P3B-4

4

Счетчики электрической энергии

EAO5RL-P1C-3

6

Счетчики электрической энергии

EAO5RL-P1B-3

1

1

2

3

Устройство сбора и передачи данных

RTU327-E1-M4

1

Комплексы         измерительновычислительные    для учета

электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

РТ-МП-3553-500-2016

1

Паспорт-формуляр

1037739877295.411711.025.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3553-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.09.2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 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 «АЛЬФА»   - по методике поверки

«Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.;

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-00422006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.

- для УСПД RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

- 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;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, номер в Государственном реестре средств измерений № 22129-09.

Д опускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1958/500-RA.RU.311703-2016 от 13.09.2016 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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Свердловской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах г. Санкт-Петербург (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция» (далее АИИС ТУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (далее АИИС ТУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.