Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" ТП 110 кВ "Якорная щель" Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" ТП 110 кВ "Якорная щель" Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1283 п. 12 от 18.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ТП 110 кВ «Якорная щель» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327 (Госреестр № 41907-09, зав. № 000775), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ, и содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;

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

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раза 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 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.

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

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с 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.

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспече

ния

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

4

a65bae8d7150931f811c fbc6e4c7189d

"АльфаЦЕНТР АРМ"

MD5

"АльфаЦЕНТР"

9

bb640e93f359bab15a02 979e24d5ed48

"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"

"АльфаЦЕНТР"

3

3ef7fb23cf160f566021b f19264ca8d6

"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b 8ff63121df60

ПК "Энергия-Альфа 2"

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ТП 110 кВ «Якорная щель» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ТП 110 кВ «Якорная щель» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края приведен в таблице 2.

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

№ ИК

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

1

ТП 110 кВ Якорная щель, Перемычка с выключателем 110 кВ

ТРГ-110 II*

кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 4107; 4108;

4109 Госреестр № 26813-06

CPA 123 кл.т 0,2 Ктн = <110000/Уз)/(1О0/Уз) Зав. № 1HSE 8795109; 1HSE 8795010; 1HSE 8795111

Госреестр № 15852-06

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220183 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

2

ТП 110 кВ Якорная щель, Ремонтная перемычка 110 кВ

ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 4099; 4098; 4097 Госреестр № 26813-06

CPA 123 кл.т 0,2 Ктн = <110000/Уз)/(1О0/Уз) Зав. № 1HSE 8795106; 1HSE 8795097; 1HSE 8795108 Госреестр № 15852-06

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220187 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

3

ТП 110 кВ Якорная щель, Т-1 110 кВ

ТРГ-110 II*

кл.т 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 4103; 4104;

4105 Госреестр № 26813-06

CPA 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1HSE 8795103; 1HSE 8795095; 1HSE 8795104 Госреестр № 15852-06

A1802RAL-P4GB-DW-

4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220185 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

4

ТП 110 кВ Якорная щель, Т-2 110 кВ

ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 4227; 4225; 4226 Госреестр № 26813-06

CPA 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1HSE 8795101; 1HSE 8795099; 1HSE 8795102 Госреестр № 15852-06

A1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220180 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

5

ТП 110 кВ Якорная щель, Т-1 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Зав. № 21993; 21992; 21989 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1802RL-P4G-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220213 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

6

ТП 110 кВ Якорная щель, Т-2 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Зав. № 21991; 21994;21992 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1802RL-P4G-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01220214 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

7

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф-1 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22047;

22049 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220205 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

8

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф-3 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 22054;

22055 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220196 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

9

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф-4 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 22053;

22056 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220200 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

10

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф-5 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 22043;

22045 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220199 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

11

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф-6 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 22041;

22044 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220207 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

12

ТП 110 кВ Якорная щель, Ф.ПГ 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 22035; 22034;22036 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220193 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

13

ТП 110 кВ Якорная щель, ПЭ-1 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 22051;

22052 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220203 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

14

ТП 110 кВ Якорная щель, ПЭ-2 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22048;

22050 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220204 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

15

ТП 110 кВ Якорная щель, ПВА-1 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Зав. № 21983; 21980;21986 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000002 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220198 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

16

ТП 110 кВ Якорная щель, ПВА-2 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Зав. № 21978; 21979; 21972 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220192 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

17

ТП 110 кВ Якорная щель, ПВА-3 10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Зав. № 21985; 21988; 21981 Госреестр № 25433-08

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 16687-07

A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01220201 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

18

ТП 110 кВ Якорная щель, ТСН-1 0,4 кВ

TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 800/1 Зав. № 21282; 21284;21283 Госреестр № 26100-03

-

A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 01220218

Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

19

ТП 110 кВ Якорная щель, ТСН-2 0,4 кВ

TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 800/1 Зав. № 21286; 21280;21281 Госреестр № 26100-03

-

A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 01220216

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

20

ТП 110 кВ Якорная щель, СЦБ 0,4 кВ

TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 400/1 Зав. № 45532; 45529; 45527 Госреестр № 26100-03

-

A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 01220220

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

21

ТП 110 кВ Якорная щель, СЦБ-2 0,4 кВ

TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 400/1 Зав. № 45435; 45476;45427 Госреестр № 26100-03

-

A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 01220210

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)% ^ I изм<1 5 %

I5 %/' I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1 - 4 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

7 - 17 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,9

±2,5

±2,0

±2,0

0,5

±5,7

±3,4

±2,6

±2,6

5, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Продолжение таблицы 3

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм<1 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—!-изм—I120%

18 - 21 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S)

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±2,0

±1,6

±1,6

0,7

±3,8

±2,3

±1,8

±1,8

0,5

±5,6

±3,2

±2,3

±2,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %— I изм— I120%

1 - 4 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±1,3

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±1,1

±0,6

±0,5

±0,5

7 - 17 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±7,4

±5,2

±4,6

±4,2

0,8

±5,7

±4,5

±3,8

±3,8

0,7

±5,0

±4,2

±3,6

±3,6

0,5

±4,4

±3,9

±3,4

±3,4

5, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

±1,1

18 - 21 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S)

0,9

±7,3

±5,0

±4,4

±4,0

0,8

±5,6

±4,3

±3,6

±3,6

0,7

±4,9

±4,1

±3,5

±3,5

0,5

±4,3

±3,8

±3,3

±3,3

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%..

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

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

4 Нормальные условия эксплуатации:

- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^ином до 1,02^ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30°С;

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

5 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.

Для электросчетчиков:

- для счетчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2;

- сила тока от 0,0Р1ном до 1,2^1ном для ИК № 1 - 21; коэффициент мощности cos9 (sm9) от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УСПД (RTU-327) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

- УССВ 35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

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

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 1 час;

- для сервера 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 возможность пломбирования;

- на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий

- фактов параметрирования счетчиков;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии Альфа А1800 - до 30 лет при отсутствии питания;

- УСПД (RTU-327) - Хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТРГ-110 II*

12

Трансформатор тока

ТЛО-10

31

Трансформатор тока

TCH-6

9

Трансформатор напряжения

CPA 123

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Счетчик электр. энергии

Альфа А1800

21

Сервер базы данных (основной)

HP ML-570 зав. № CZB2564LKN

1

Устройство синхронизации времени

УССВ 35HVS

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Комплексы        измерительно

вычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

МП 1845/550-2014

1

Паспорт-формуляр

610-32-197-1.1- ЭСТ4.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1845/550-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ТП 110 кВ «Якорная щель» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края. Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2014 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМС им. Д. И. Менделеева» в мае 2006 г.;

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

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.

Сведения о методах измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ТП 110 кВ «Якорная щель» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1363/550-01.00229-2014 от 30.05.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание