Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81008-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81008-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "РЖД"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 81008-21: Описание типа СИ | Скачать | 338.7 КБ | |
| 81008-21: Методика поверки РТ-МП-7406-550-2020 | Скачать | 8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) RTU327 номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 19495-03 (рег. № 19495-03), выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3 (рег. № 51644-12), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
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), далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконнооптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от Центра сбора данных ОАО «РЖД» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Центр сбора данных ОАО «РЖД» также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД». Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU).
Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен УССВ УСВ-3. Синхронизация часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» с УССВ осуществляется каждые 5 мин независимо от расхождения показаний.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - Центр сбора данных. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергия Альфа 2».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.3.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ТП Вешняки Ввод-1-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2(ХЮ0/\3)/(100/\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
RTU327 рег. № 19495-03 УСВ-3 рег. № 51644-12 |
|
2 |
ТП Вешняки Т-1-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2(Х)00/\3)/(100/\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
3 |
ТП Вешняки ПВА-2-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
4 |
ТП Вешняки ПВА-1-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
5 |
ТП Вешняки ПВА-3-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ТП Вешняки ПВА-4-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2000(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ТП Вешняки Т-2-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2(ХЮ0/\3)/(100/\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
RTU327 рег. № 19495-03 УСВ-3 рег. № 51644-12 |
|
8 |
ТП Вешняки Ввод-2-20 кВ |
ТОЛ-НТЗ-20 кл.т 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-20 кл.т 0,5 Ктн = (2(ХЮ0/\3)/(100/\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
9 |
ТП Вешняки Ввод Т1-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (600(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ТП Вешняки Ф3 ПЭ Яуза |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (600(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ТП Вешняки Ф2 ПЭ Панки |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (600(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
12 |
ТП Вешняки Ф3-6 ТП Яуза |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (600(Х\3)/(10(Х\3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ТП Вешняки Ф5-6 Люберцы |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
RTU327 рег. № 19495-03 УСВ-3 рег. № 51644-12 |
|
14 |
ТП Вешняки Ф2-6 КТПК-2 |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
15 |
ТП Вешняки ТСН-1-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
16 |
ТП Вешняки ТСН-2-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
17 |
ТП Вешняки Ф4-6 Выхино |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
18 |
ТП Вешняки Ф1-6 КТПК-1 |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
19 |
ТП Вешняки Ф1 ПЭ Яуза |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 |
ТП Вешняки Ф4 ПЭ Панки |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
RTU327 рег. № 19495-03 УСВ-3 рег. № 51644-12 |
|
21 |
ТП Вешняки Ввод-Т2-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
22 |
ТП Вешняки Ф1 СЦБ Яуза |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 30/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
23 |
ТП Вешняки Ф2 СЦБ Панки |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 30/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 |
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм-I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 -23 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,1 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,7 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм-I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 - 23 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,1 |
2,9 |
2,1 |
2,1 |
|
0,5 |
2,7 |
2,1 |
1,5 |
1,5 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм-I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 23 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 |
1,6 |
|
0,8 |
3,0 |
2,2 |
1,9 |
1,9 | |
|
0,5 |
5,1 |
3,4 |
2,7 |
2,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм-I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 -23 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
5,2 |
4,3 |
3,8 |
3,8 |
|
0,5 |
4,1 |
3,7 |
3,4 |
3,4 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с 5
Примечания
Границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i<2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и 52%q для coso- 1,0 нормируются от I2%.
Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от +5 до +35 |
|
- для счетчиков |
от +5 до +35 |
|
- для УСПД |
от +10 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU327: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
40000 |
|
УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч |
45000 |
|
- время восстановления, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени в счетчиках и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД,
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчиков электрической энергии;
- УСПД.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-20-11СБ УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-20-13СБ УХЛ2 |
18 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10- 11С УХЛ2 |
26 шт. |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-20-И УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-6-И УХЛ2 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
23 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU327 |
1 шт. |
|
Формуляр |
12-15-Р-3.2Э-АИИСКУЭ.ПС-ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Вешняки" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги", аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
