Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тимашевская" Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Краснодарского края
| Номер в ГРСИ РФ: | 87740-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тимашевская» Северо-Кавказской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края (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 | 87740-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тимашевская" Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Краснодарского края |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 5986-2605-1.1-ЭСТ |
Производитель / Заявитель
Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "РЖД"), г. Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 87740-22: Описание типа СИ | Скачать | 161.7 КБ | |
| 87740-22: Методика поверки | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тимашевская» Северо-Кавказской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края (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 измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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) основного типа ЭКОМ-3000 и резервного типа RTU-327, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной и резервный серверы, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основной сервер функционирует на базе программного обеспечения (ПО) «ГОРИЗОНТ». Резервный сервер функционирует на базе ПО «Энергия Альфа 2».
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.
Лист № 2
Всего листов 13
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 основных и резервных УСПД. С основных УСПД данные передаются по основному каналу связи в основной сервер ИВК, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и оформление отчетных документов. В резервных УСПД производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и далее по основному каналу связи данные передаются в резервный сервер ИВК, где происходит оформление отчетных документов.
Допускается передача данных с резервных УСПД с обработкой измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) в основной сервер ИВК. При этом обработка измерительной информации в основном сервере ИВК не производится.
Основной и резервный серверы функционируют независимо друг от друга. Исключение из работы одного из серверов (основного или резервного) из ИК не влияет на функционирование находящегося в работе сервера и АИИС КУЭ в целом.
Основные и резервные УСПД функционируют независимо друг от друга. Исключение из работы основного или резервного УСПД из ИК не влияет на функционирование находящихся в работе УСПД и АИИС КУЭ в целом.
Дальнейшая передача информации от ИВК третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК 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, ИВК, сервер синхронизации времени ССВ-1Г, устройство синхронизации времени УСВ-3.
Основной сервер ИВК оснащен основным сервером синхронизации времени ССВ-1Г и резервным устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов между основным сервером ИВК и ССВ-1Г осуществляется посредством ntp-сервера.
Периодичность сравнения показаний часов между основным сервером ИВК и сервером синхронизации времени осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину 1 с (параметр программируемый). В случае отсутствия связи с основным сервером синхронизации времени ССВ-1Г, синхронизация NTP-сервера осуществляется от резервного устройства синхронизации времени УСВ-3 не реже 1 раза в сутки.
Резервный сервер ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов осуществляется с периодичностью не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину 1 с (параметр программируемый).
Основные и резервные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от ИВК, в том числе посредством ntp-сервера.
Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения
Лист № 3
Всего листов 13 допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (основых и резервных) происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 5986-2605-1.1-ЭСТ. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В основном сервере используется ПО «ГОРИЗОНТ»
ПО «ГОРИЗОНТ» используется при учете электрической энергии и обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.
ПО «ГОРИЗОНТ» имеет русифицированный интерфейс пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).
ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает работу по защищенным протоколам передачи данных.
Метрологически значимой частью ПО «ГОРИЗОНТ» является библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll.
В резервном сервере используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.
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».
Метрологически значимой частью ПО «Энергия Альфа 2» является файл enalpha.exe.
Идентификационные данные ПО указаны в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ГОРИЗОНТ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.13 |
|
Цифровой идентификатор ПО (библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll) |
54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD 5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения «Энергия Альфа 2»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО (файл enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD 5 |
Уровень защиты ПО «ГОРИЗОНТ», ПО «Энергия Альфа 2» «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Состав измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Уровень ИИК |
Уровень ивкэ |
Уровень ивк | |||||
|
Вид СИ |
Тип, модификация СИ |
Класс точности |
Коэффициент трансформации |
Per. № |
УСПД основной (тип, per. №) УСПД резервный (тип, per. №) |
УССВ основной (тип, per. №) УССВ резервный (тип, per. №) | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
Ввод 1 110 кВ (ВЛ 110 кВ-АПК I) |
Счетчик |
Al 802RALQ-P4GB-DW-4 |
0,28/0,5 |
1 |
31857-06 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
|
ТТ |
А |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
тт |
В |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
ТТ |
С |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
TH |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(1 юоооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
|
TH |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(иооооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
|
TH |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(иооооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
|
2 |
Ввод 2 110 кВ (ВЛ 110 кВ-АПК II) |
Счетчик |
Al 802RALQ-P4GB-DW-4 |
0,28/0,5 |
1 |
31857-06 | |||
|
ТТ |
А |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
тт |
В |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
тт |
С |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
|
TH |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(110000/л/3)/(100А/3) |
60353-15 | ||||
|
TH |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(110000/л/3)/(100А/3) |
60353-15 | ||||
|
TH |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
0,2 |
(110000/л/3)/(100А/3) |
60353-15 | ||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
3 |
Ввод 1 27,5 кВ (Т-1 27,5, 1 СП! 27,5 кВ) |
Счетчик |
EA05RAL-B-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
16666-97 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
|
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
ТТ |
С |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
4 |
Ввод 2 27,5 кВ (Т-2 27,5, 2 СП! 27,5 кВ) |
Счетчик |
EA05RAL-B-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
16666-97 | |||
|
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
С |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
5 |
Фидер КС-8 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
|
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
6 |
Фидер КС 9 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
|
ТТ |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
7 |
Фидер КС 10 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 |
ЭКОМ-ЗООО per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
|
ТТ |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
|
ТТ |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
8 |
Фидер 4 ДПР 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
|
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
50/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
50/5 |
51623-12 | ||||
|
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
9 |
Фидер 1 ЛЭП АБ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
|
ТТ |
А |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
|
тт |
В |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
|
тт |
С |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
|
TH |
А |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(ioooo/V3)/(ioo/V3) |
46738-11 | ||||
|
TH |
В |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(юоооа/з)/(юоа/з) |
46738-11 | ||||
|
TH |
С |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(юоооа/з)/(юоа/з) |
46738-11 | ||||
|
10 |
ТСН-1 0,4 |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
i |
31857-11 | |||
|
ТТ |
А |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
тт |
В |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
тт |
С |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
TH |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
Окончание таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
и |
ТСН-2 0,4 |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
|
ТТ |
А |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
тт |
В |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
ТТ |
С |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
|
TH |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
|
Примечание Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов при условии, что владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
3 - 9 (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 | |
|
10, 11 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S) |
1,0 |
2,0 |
1,0 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
2,6 |
1,6 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
1,8 |
1,4 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,5 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
3 - 9 (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 | |
|
10, 11 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) |
0,8 |
4,0 |
2,7 |
1,8 |
1,8 |
|
0,5 |
2,6 |
2,0 |
1,3 |
1,3 | |
Окончание таблицы 4
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,0 |
1,4 |
1,2 |
1,2 | |
|
3 - 9 (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 | |
|
10, 11 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 s) |
1,0 |
2,3 |
1,6 |
1,5 |
1,5 |
|
0,8 |
2,9 |
2,1 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,2 |
2,4 |
2,4 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,3 |
1,9 |
1,7 |
1,7 |
|
0,5 |
1,9 |
1,6 |
1,5 |
1,5 | |
|
3 - 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
5,2 |
4,2 |
3,7 |
3,7 |
|
0,5 |
4,0 |
3,7 |
3,4 |
3,4 | |
|
10, 11 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) |
0,8 |
5,1 |
4,1 |
3,6 |
3,6 |
|
0,5 |
4,0 |
3,6 |
3,3 |
3,3 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 5 - 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, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электрической энергии |
от +21 до +25 |
|
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, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +5 до +35 |
|
- для УСПД |
от +10 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД ЭКОМ-3000: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
75000 |
|
УСПД RTU-327: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
40000 |
|
ССВ-1Г: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
- время восстановления, ч |
2 |
|
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 |
45 |
|
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 времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции 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 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
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 III УХЛ1* |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
11 шт. |
Окончание таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 М2АС У3 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-100 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
3 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1805RAL-P4G-DW-3 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
6 шт. |
|
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
EAO5RAL-B-3 |
2 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
5986-2605-1.1-ЭСТ.ПФ |
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 «Тимашевская» Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
