Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах г.Москва
| Номер в ГРСИ РФ: | 45310-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 45310-10: Описание типа СИ | Скачать | 231.1 КБ |
Документы в 2010 г. в Госреестр не поступали
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 45310-10 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах г.Москва |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 40804 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 03д2 от 29.07.10 п.339 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Россия
107174, Новая Басманная ул., 2. Тел./Факс (495)262-60-55, (105066, Ольховский пер, 205), www.rzd.ru, E-mail: info@rzd.ru
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 45310-10: Описание типа СИ | Скачать | 231.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах г. Москва (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «ФСК-ЕЭС», в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ конструктивно выполненная на основе ИВК «Альфа Центр» (Госре-естр № 20481-00) представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (TH), счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из двух подуровней: информационно-вычислительного комплекса регионального Центра энергоучёта (ИВК РЦЭ), реализованного на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327), выполняющего функции сбора и хранения результатов измерений, и информационно-вычислительного комплекса Центра сбора данных (ИВК ЦСД) АИИС КУЭ, реализованного на базе серверного оборудования (серверов сбора данных основного и резервного, сервера управления), автоматизированного рабочего места администратора (АРМ), технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
АРМ представляет собой компьютер типа IBM PC настольного исполнения с операционной системой Windows и с установленным прикладным программным обеспечением (ПО) Альфа-Центр реализующим всю необходимую функциональность ИВК.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
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 (коррекция времени).
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 уровня ИВК РЦЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ЦСД.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: Windows (АРМ ИВК), прикладное ПО - Альфа-Центр, реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.
Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования, входящего в комплект УССВ, подключаемого к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, составляет 1 с. Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем АИИС КУЭ происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00:00 до 03:00 часов.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 19495-03) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии Альфа-Центр (Госреестр № 20481-00).
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
|
№ ИИК п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро- энергии | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС ТП Останкино Фидер ВВ-1-10кВ |
ТЛО-Ю кл. т0,28 Ктт= 1000/5 Зав. №2565; 2570; 2575 Госреестр № 25433-03 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 1009; 1009; 1009 Госреестр № 16687-07 |
EA05RAL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1136388 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС ТП Останкино Фидер ПВА-3 |
ТЛК-10 кл. т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 11371; 08932; 06320 Госреестр № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 1009; 1009; 1009 Госреестр № 16687-07 |
EA05L-B-3 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1040404 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
3 |
ПС ТП Останкино Фидер ПП |
ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт=75/5 Зав. № 14843; 14849; 14765 Госреестр № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн - 10000/100 Зав. № 1006; 1006; 1006 Госреестр № 16687-07 |
EA05RL-B-4 кл. tO,5S/1,O Зав. №1115151(1) Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
4 |
ПС ТП Останкино Фидер ЭЦ-1 |
ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт=75/5 Зав. № 14764; 14767; 14844 Госреестр № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1009; 1009; 1009 Госреестр № 16687-07 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1115152 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС ТП Останкино Фидер ПВА-1 |
ТЛК-10 кл. т0,5 Ктт = 800/5 Зав. №06314; 06319; 06320 Госреестр № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т0,5 Ктн= 10000/100 Зав.№ 1009; 1009; 1009 Госреестр № 16687-07 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1115149 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС ТП Останкино Фидер ВВ-2-10кВ |
ТЛО-Ю кл. т 0,28 Ктт= 1000/5 Зав. № 2568; 2572; 2781 Госреестр № 25433-03 |
НАМИТ-10-2 кл. т0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 1006; 1006; 1006 Госреестр № 16687-07 |
EA05RAL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1136433 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
7 |
ПС ТП Останкино Фидер ПЭ |
ТЛК-10 кл. т 0,5 Ктт= 100/5 Зав. № 09080; 09046; 09072 Госреестр №9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №1006; 1006; 1006 Госреестр № 16687-07 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1115150 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
8 |
ПС ТП Останкино Фидер ЭЦ-2 |
ТЛК-10 кл. т 0,5 Ктт=75/5 Зав. № 14348; 14768; 14766 Госреестр № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 1006; 1006; 1006 Госреестр № 16687-07 |
EA05RAL-B-4 кл. т 0,58/1,0 Зав. № 1115154 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 1 - Состав измерительных каналов
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС ТП Останкино Фидер ПВА-2 |
ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. №06315; 05829; 06322 Г осреестр №9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1006; 1006; 1006 Госреестр№ 16687-07 |
EA05RAL-B-4 кл. т0,55/1,0 Зав. № 1115153 Росреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
10 |
ПС ТП Останкино Фидер СЦБ-1 |
ТОП-0,66 кл. т0,5 Ктг = 200/5 Зав. № 33806; 44406; 18787 Госреестр№ 15174-01 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1124047 Г осреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
11 |
ПС ТП Останкино Фидер СЦБ-2 |
ТОП-0,66 кл. т0,5 Ктг = 200/5 Зав. № 44622,44447; 44624 Госреестр№ 15174-01 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1124048 Госреестр№ 16666-97 |
активная реактивная | |
|
12 |
ПС ТП Останкино Фидер ТСН-1 |
ТШП 0,66 кл. т 0,5 Ктг = 800/5 Зав. № 49248; 48955; 48954 Госреестр№ 15173-01 |
EA05RL-B-4 кл.т 0,55/1,0 Зав. № 1124045 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
13 |
ПС ТП Останкино Фидер ТСН-2 |
ТШП 0,66 кл.т 0,5 Ктг =100/5 Зав. №49241; 48993; 48984 Госреестр№ 15173-01 |
EA05RL-B-4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1124046 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
14 |
ПС ТП Ховрино ТСН-1 |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктг = 600/5 Зав. № 190106; 190140; 190176 Госреестр№ 24541-03 |
EA05LB4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1052292 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
15 |
ПС ТП Ховрино ф.СЦБ |
Т-0,66 кл. т0,5 Ктг = 300/5 Зав. № 163461; 175190; 190962 Госреестр № 24541 -03 |
EA05RALB4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1130322 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
16 |
ПС ТП Ховрино ф. Гараж |
Т-0,66 кл. т0,5 Ктг = 20/5 Зав. №08133; 08133 Г осреестр № 24541 -03 |
A2R4OLC25T кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1029800 Госреестр № 22318-01 |
активная реактивная | |
|
17 |
ПС ТП Ховрино ф. Отопление |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктг = 300/5 Зав. № 34288; 33057; 33878 Госреестр № 24541 -03 |
EA05RALB4 кл. tO,5S/I,O Зав. № 1130335 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
18 |
ПС ТП Ховрино ТСН-2 |
Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 190198; 190184; 190102 Госреестр № 24541 -03 |
EA05LB4 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1052299 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 1 - Состав измерительных каналов
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
ПС ТП Ховрино ПВА-1 |
ТПОФ-Ю кл. т 0,5 Ктг = 800/5 Зав. № 669; 2241 Госреестр №518-50 |
НАМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №1192; 1192; 1192 Г осреестр № 11094-87 |
EA05LB3 кл. t0,5S/1,0 Зав. № 1040606 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
20 |
ПС ТП Ховрино ф.5 ТП-5 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 7890; 8207 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10 кл. т0,5 Ктн = 10000/100 Зав.№ 1192; 1192; 1192 Госреестр № 11094-87 |
EA05LB3 кл. t0,5S/1,0 Зав. №1040396 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
21 |
ПС ТП Ховрино Ввод Гамма+Дельта |
ТЛО-Ю кл. т 0,2S Ктг= 1000/5 Зав. №8241; 8243; 8246 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №1192; 1192; 1192 Госреестр № 11094-87 |
EA05RALB4 кл. т0,5S/l,0 Зав.№ 1130286 1 осреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
22 |
ПС ТП Ховрино ПВА-2 |
ТПОФ-Ю кл. т 0,5 Ктг = 800/5 Зав. № 2234; 4282 Госреестр № 518-50 |
НАМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1186; 1186; 1186 Госреестр № 11094-87 |
EA05LB3 кл. т 0,55/1,0 Зав. № 1025826 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
23 |
ПС ТП Ховрино ф.4 ТП |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт= 150/5 Зав. №35276; 35020 Госреестр № 2363-68 |
НАМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1186; 1186; 1186 Госреестр № 11094-87 |
EA05LB3 кл. т 0.5S/1,0 Зав. № 1040580 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
24 |
ПС ТП Ховрино ф.6 ТП-5 |
ТПЛ-10 кл.т0,5 Ктг= 150/5 Зав. №8088; 7016 Госреестр № 1276-59 |
НАМИ-10 кл. т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1186; 1186; 1186 Госреестр № 11094-87 |
EA05LB3 кл.т0,55/1,0 Зав. № 1040438 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
25 |
ПС ТП Ховрино Ввод Альфа |
ТЛО-Ю кл. т 0,2S Ктг= 1000/5 Зав. №8245; 8242; 8238 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 кл. т 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 1186; 1186; 1186 Госреестр № 11094-87 |
EA05RALB4 кл. т 0,5S/l ,0 Зав. № 1130333 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
26 |
ПС ТП Ховрино Ввод Бета |
ТЛО-Ю кл. т 0,2S Ктг= 1000/5 Зав. № 8240; 8244; 8247 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. №1186; 1186; 1186 Госреестр № 11094-87 |
EA05RALB4 кл. т 0,5S/l,0 Зав. № 1 130319 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная |
|
27* |
ПС ТП Ховрино ф. Депо |
ТЛО-Ю кл. т 0,2S Ктг= 1000/5 Зав. № 8240; 8244; 8247 Госреестр № 25433-03 |
НАМИ-Ю кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1192 Г осреестр № 11094-87 |
A2R3OLC25T кл. т 0,5S/l,0 Зав. № 1029646 Госреестр № 22318-01 |
активная реактивная |
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих _________условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
СО5ф |
8l(2)%, 1|(2)< 1изм< 1,5% |
5$ %, Ь I изм*^ I 20 % |
820%, I 20 I I 100 % |
8ioo%, 1100%^ I изм^ I 120% |
|
1,6,21,25-26 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
2-5, 7-9,19-20,22-24 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
10-18 (ТТ 0,5; Сч 0,5) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
costp |
§1(2)%, 11(2)^ 1«и< |
5s %, I5 •/£ I изм*- 120 % |
820%, 1 20 I „,м< I 100% |
§ ь - Л ± 8 |
|
1,6,21,25-26 (ТТ O^S; TH 03; Сч 1,0) |
0,9 |
±6,2 |
±3,7 |
±2,6 |
±2,4 |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±4,1 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±3,6 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
2-5, 7-9, 19-20,22-24 (ТТ 03; TH 03; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±7,6 |
±4,2 |
±3,2 |
|
0,8 |
- |
±5,0 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,3 |
±2,2 |
±2,0 | |
|
10-18 (ТТ 03; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±7,5 |
±3,9 |
±2,8 |
|
0,8 |
- |
±4,9 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
0,7 |
- |
±4,2 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20+5)
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, сила тока (0,01 ...1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- счетчики электроэнергии «ЕвроАльфа» от минус 40 %? до плюс 70 Т7;
- счетчики электроэнергии «А2» от минус 40 %? до плюс 60 Т?
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 %?;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 26035 и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АНИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Информационно-измерительные каналы, отмеченные знаком «*» (№№ 27) не нормируются в связи с отсутствием информации о трансформаторах тока.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
• счетчик электроэнергии "А2"- среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для УСПД 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 устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 5 лет при температуре 25 °C;
• счетчики электроэнергии "А2"- до 30 лет при отсутствии питания;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах г. Москва. Методика поверки». МП-842/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».
- Счетчик "А2" - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные А2. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в ноябре 2001 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП утвержденным 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;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+6О°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах г. Москва».
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
8. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
9. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
10. МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Смотрите также
