62354-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62354-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
62354-15: Описание типа СИ Скачать 121.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области (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 62354-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 111-2
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

62354-15: Описание типа СИ Скачать 121.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области (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 трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-327, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются следующие задачи:

- коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала времени;

- измерение средней мощности на заданных интервалах времени;

- мониторинг нагрузок заданных объектов.

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

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);

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

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

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

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Принцип действия.

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

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

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

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

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

Программное обеспечение

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающее в себя модуль «Энергия-Альфа 2». С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 1-4.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АРМ»______________________

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4

Цифровой идентификатор ПО

a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР АРМ

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ

1ЕНТР СУБД «ORACLE»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

9

Цифровой идентификатор ПО

bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE»

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ

ЕНТР Коммуникатор»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

Другие идентификационные данные, если имеются

АльфаЦЕНТР Коммуникатор

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергия-Альфа 2»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Другие идентификационные данные, если имеются

ПК «Энергия-Альфа 2»

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО 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 АИИС КУЭ приведен в таблице 5.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 6, 7.

Таблица 5 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

ха]

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ, рактеристики, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ТП Безенчук Ввод 0,4 кВ ТП 103

ТТИ-А Ктт=50/5

КТ 0,5 № 28139-07

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07

УСПД RTU-327 № 41907-09 в реестре СИ

2

ТП Безенчук Ф 1 Купино-1 35 кВ

STSM 38 Ктт=200/1 КТ 0,5 № 37491-08

НАМИ-35УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5 № 16666-97

1

2

3

4

5

6

3

ТП Безенчук Ф 2 Купино-2 35 кВ

STSM 38 Ктт=200/1 КТ 0,5 № 37491-08

НАМИ-35УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5 № 16666-97

4

ТП Безенчук Ф 1 Западная 35 кВ

STSM 38 Ктт=300/1 КТ 0,5 № 37491-08

НАМИ-35УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5 № 16666-97

5

ТП Безенчук Ф 2 Западная 35 кВ

STSM 38 Ктт=150/1 КТ 0,5 № 37491-08

НАМИ-35УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09

EA02RALX-P3B-4

КТ 0,2S/0,5 № 16666-97

6

ТП Жигули Ввод 1 0,4 кВ ЭКЗА

Т-0,66У3 Ктт=1000/5

КТ 0,5 № 6891-85

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04

7

ТП Жигули Ввод 2 0,4 кВ ЭКЗА

ТНШ-0,66 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 1007-56

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04

8

ТП Жихаревка Фидер 6 с/х

ТЛО-10

Ктт=50/5

КТ 0,2S № 25433-03

3НОЛ.06-10УЗ Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 3344-72

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

9

ТП Рачейка

Фидер 7 с/х

ТЛО-10 Ктт=100/5 КТ 0,2S № 25433-03

3НОЛ.06-10УЗ Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 3344-72

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

10

ТП Кинель

Головная Ввод 1

КРУН 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02

EA05RAL-P3B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

11

ТП Кинель

Головная Ввод 2

КРУН 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02

EA05RAL-P3B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

12

ТП Кинель Г оловная Ф 1 «ЗАО ССК»

ТЛК-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 9143-83

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

13

ТП Кинель Г оловная Ф 2 «ЗАО ССК»

ТПФМ-10

Ктт=400/5

КТ 0,5 № 814-53

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

14

ТП Кинель Г оловная Ф 7 «ЗАО ССК»

ТПФМ-10

Ктт=75/5

КТ 0,5 № 814-53

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

1

2

3

4

5

6

15

ТП Кинель Г оловная Ф 22 «ЗАО ССК»

ТПЛ-10 Ктт=300/5

КТ 0,5 № 1276-59

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04

16

ТП Кинель Головная Ф 30 ЧЛ Ходячева

ТПЛ-10 Ктт=200/5

КТ 0,5 № 1276-59

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

17

ТП Кинель Г оловная Ф 31 ЗАО «Саморим ПФ»

ТПК-10 Ктт=300/5

КТ 0,5 № 8914-82

НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

18

ТП Кинель Г оловная Ф 27 ИП Каспаров

ТПЛ-10 Ктт=300/5

КТ 0,5 № 1276-59

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

19

ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ наружное освещение

ТТИ-30 Ктт=300/5

КТ 0,5 № 28139-04

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04

20

ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ отцепочный ремонт

Т-0,66У3 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 6891-85

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04

21

ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ котельная

ТТИ-30 Ктт=200/5

КТ 0,5 № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04

22

ТП Кинель Г оловная Ф 14 КРУН ТП-8 6 кВ

ТЛМ-10-2

Ктт=200/5

КТ 0,5 № 2473-69

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 16687-02

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

23

ТП Кинель Г оловная Ф 5 КРУН ТП-8 6 кВ

ТПЛ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 1276-59

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 16687-02

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

24

ТП Кротовка Фидер переезд 1175

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07

25

ТП Кротовка Фидер КТП скважина

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07

26

ТП Кротовка Фидер КТП отстой паровозов

Т-0,66У3 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 6891-85

-

ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07

1

2

3

4

5

6

27

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 12 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

28

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 16 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

29

ТП Кинель Локомотивное депо Ф44 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

30

ТП Кинель Локомотивное депо

Ф 62 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

31

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 19 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 2473-69

НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

32

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 23 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69

НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

33

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 45 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69

НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

34

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 49 6 кВ

ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69

НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08

35

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 2ПЭ 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

36

ТП Кинель Локомотивное депо Ф 68 10 кВ

ТЛМ-10 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 2473-69

НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00

EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97

37

ТП Подбельская КТП МУП ЖКХ Подбельская

Т-0,66У3 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 6891-85

-

СЭТ.4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 № 27524-04

38

ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ шпалоремонт

Т-0,66У3 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 6891-85

-

A1805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06

1

2

3

4

5

6

39

ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ ПМС 145

Т-0,66У3 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 6891-85

-

A1805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06

40

ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ котельная

Т-0,66У3 Ктт=75/5

КТ 0,5 № 6891-85

-

ЦЭ6803В КТ 2 № 12673-97

41

ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ водокачка

Т-0,66У3 Ктт=50/5

КТ 0,5 № 6891-85

-

A1805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06

Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)________________________________________________________________

Номер ИК

cosф

Г раницы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

55(10) %

520 %

5100 %

15(10) %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

1, 26

1,0

±3,4

±3,1

±3,0

(ТТ 0,5;

0,8

±3,9

±3,4

±3,3

Сч. 1)

0,5

±5,5

±4,3

±3,8

2-5

1,0

±1,5

±1,2

±1,2

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,8

±2,5

±1,7

±1,4

Сч. 0,2S)

0,5

±4,6

±3,0

±2,3

6, 7, 19-21

1,0

±2,3

±1,7

±1,6

(ТТ 0,5;

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

Сч. 0,5S)

0,5

±5,7

±3,3

±2,6

8, 9

1,0

±1,7

±1,6

±1,6

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

0,8

±2,1

±1,9

±1,9

Сч. 0,5S)

0,5

±2,6

±2,4

±2,4

10, 11, 16-18, 23, 23, 36

1,0

±2,3

±1,8

±1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,8

±2,9

±2,3

±2,1

Сч. 0,5S)

0,5

±4,9

±3,5

±2,9

12-15, 29-34

1,0

±2,3

±1,8

±1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,8

±3,4

±2,3

±2,1

Сч. 0,5S)

0,5

±5,8

±3,5

±2,9

24, 25 (Сч. 1)

1,0

±3,0

±3,0

±3,0

0,8

Не норм.

±3,1

±3,1

0,5

Не норм.

±3,4

±3,4

27, 28

1,0

±2,3

±1,8

±1,6

(ТТ 0,5; ТН 0,2;

0,8

±3,3

±2,2

±2,0

Сч. 0,5S)

0,5

±5,7

±3,3

±2,7

1

2

3

4

5

35

1,0

±2,3

±1,8

±1,6

(ТТ 0,5; ТН 0,2;

0,8

±2,9

±2,2

±2,0

Сч. 0,5S)

0,5

±4,8

±3,3

±2,7

37

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

(ТТ 0,5;

0,8

±2,9

±1,6

±1,2

Сч. 0,2S)

0,5

±5,3

±2,8

±2,0

38, 39, 41

1,0

±2,3

±1,7

±1,6

(ТТ 0,5;

0,8

±2,8

±2,2

±1,9

Сч. 0,5S)

0,5

±4,8

±3,3

±2,7

40

1,0

±6,2

±6,1

±6,1

(ТТ 0,5;

0,8

Не норм.

Не норм.

Не норм.

Сч. 2)

0,5

Не норм.

±8,3

±8,1

Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)___________________________________________________________

Номер ИК

cosф

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

55(10) %

520 %

5100 %

I5(10) %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

1, 26 (ТТ 0,5; Сч. 2)

0,866

±6,3

±6,0

±5,9

0,6

±7,3

±6,7

±6,5

2-5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,5)

0,866

±2,9

±1,8

±1,5

0,6

±4,6

±2,6

±2,0

6, 7, 19-21 (ТТ 0,5;

Сч. 1,0)

0,866

±4,2

±3,6

±3,5

0,6

±5,7

±4,2

±3,9

8, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0)

0,866

±3,5

±3,5

±3,5

0,6

±4,0

±3,8

±3,8

10, 11, 16-18, 23, 23, 36 (ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,866

±3,8

±2,6

±2,4

0,6

±5,5

±3,3

±2,8

12-15, 29-34 (ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч. 1,0)

0,866

±4,2

±3,7

±3,6

0,6

±5,8

±4,3

±4,0

24, 25

0,866

±5,9

±5,9

±5,9

(Сч. 1,0)

0,6

Не норм.

±6,4

±6,4

27, 28 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 2,0)

0,866

±4,2

±3,7

±3,5

0,6

±5,7

±4,2

±3,9

1

2

3

4

5

35 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч. 1,0)

0,866

±3,8

±2,5

±2,3

0,6

±5,4

±3,1

±2,6

37 (ТТ 0,5; Сч. 0,5)

0,866

±2,9

±2,0

±1,8

0,6

±4,7

±2,8

±2,3

38, 39, 41 (ТТ 0,5;

Сч. 1,0)

0,866

±3,8

±2,5

±2,3

0,6

±5,4

±3,1

±2,6

40 (ТТ 0,5; Сч. 2)

0,866

Не норм.

Не норм.

Не норм.

0,6

Не норм.

Не норм.

Не норм.

Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

а) диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom, где Uhom - номинальное значение напряжения;

б) диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom, где Ihom - номинальное значение тока;

в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды:

а) ТТ: от минус 40 до 50 °С;

б) счетчиков: от 21 до 25 °С;

в) ИВК: от 10 до 30 °С;

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

- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети:

а) диапазон напряжения: (0,9 - 1,1) Uhom;

б) диапазон силы тока: (0,01 - 1,2) Ihom;

в) частота (50,0 ± 0,5) Гц;

г) коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);

- температура окружающего воздуха:

а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,

б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,

в) для ИВК: от 15 до 40 °С;

- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 8.

Таблица 8 - Комплектность

Наименование

Обозначение (тип)

Кол-во шт.

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

3

Трансформаторы тока

STSM 38

12

Трансформаторы тока

Т-066У3

24

Трансформаторы тока

ТНШ-0,66

3

Трансформаторы тока

ТЛО-10

4

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

26

Трансформаторы тока

ТЛК10

2

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

4

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

8

Трансформаторы тока

ТПК-10

Трансформаторы тока измерительные

ТТИ-30

9

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

3НОЛ.06-10УЗ

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

НОМ-6

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05М.01

4

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05.04

5

Счетчики электроэнергии многофункциональные

EA02RALX-P3B-4

4

Счетчики электроэнергии многофункциональные

EA05RL-P1B-3

7

Счетчики электроэнергии многофункциональные

EAO5RAL-P3B-3

2

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

A18O5RL-P4GB-DW-4

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

14

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ.4ТМ.03

1

Счетчики электрической энергии

ЦЭ6803В

1

У стройство синхронизации системного времени

35LVS (35HVS)

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

3

Комплексы             измерительно

вычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

1

2

3

Комплексы             измерительно

вычислительные для учета электроэнергии

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62354-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 октября 2015 г.

Рекомендуемые средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области.

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.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Мордовия (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для изм...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для...
62351-15
ДГ 650/1200 АМЦ 11834 Системы измерительные контроля хода и усилия домкрата гидравлического
ОАО "НИиКТИ средств контроля электронной аппаратуры и изделий электронной техники" (Контрольприбор), г.Пенза
Системы измерительные контроля хода и усилия домкрата гидравлического ДГ 650/1200 АМЦ 11834 (далее - системы) предназначены для измерений линейного перемещения и избыточного давления.
62350-15
Сфера Системы автоматического регулирования
ООО НПФ "Экситон-автоматика", г.Уфа
Системы автоматического регулирования «Сфера» (далее - САР «Сфера») предназначены для измерения силы постоянного тока и электрического сопротивления от первичных преобразователей, а также для сбора, обработки и регистрации измерительной информации и...
Default ALL-Pribors Device Photo
62349-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Трубеж"
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Трубеж» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пер...