Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Тоннельная» 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 распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - 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-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 006943), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень на 3-ий уровень, и содержит программное обеспечение (далее - 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-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее - ИВК) включает в себя: серверное оборудование (серверы сбора данных -основной и резервный, сервер управления), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, 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 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 микропроцессорах 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 АИ-ИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени (УСВ) на основе приемника GPS типа yCCB-35LVS (35HVS). УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога (рассинхронизации) ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, 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 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | 4 | a65bae8d7150931f811cfbc6e4c 7189d | "АльфаЦЕНТР АРМ" | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | 9 | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 | "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE" | MD5 |
| "АльфаЦЕНТР" | 3 | 3ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор" | MD5 |
| "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 | "Энергия Альфа 2" | MD5 |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Тоннельная» 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» тяговая подстанция 110 кВ «Тоннельная» 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 | Счётчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ввод 110 кВ | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 кл. т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 1537, 1538, 1539 Госреестр № 3282506 | CPB 72-800 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1HSE-8828453, 1HSE-8828455, 1HSE-8828454 Госреестр № 47844-11 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01256729 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ТСН 0,4 кВ | ТСН кл. т 0,5S Ктт = 250/5 Зав. № 2032298, 2032273, 2032286 Госреестр № 2610003 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256743 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 3 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ТСН 0,4 кВ резерв | ТСН кл. т 0,5S Ктт = 250/5 Зав. № 2032301, 2032276, 2032289 Госреестр № 2610003 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256731 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Фид. КТП-10/0,4 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 22066, 22067, 22068 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256742 Г осреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 5 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ВВ-1 10 кВ | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 22063, 22064, 22065 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256730 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 6 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ВВ-2 10 кВ | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 3768, 3767, 3766 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256741 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 7 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ПЭ-1 10 кВ сек. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 3769, 3770 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256735 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 8 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ПЭ-2 10 кВ сек. 1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 3772, 3771 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256732 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 9 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф-3 10 кВ сек. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 3776, 3777 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256737 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 10 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф-4 10 кВ сек. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 3775, 3778 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256740 Г осреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф-5 10 кВ сек. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 75/5 Зав. № 3774, 3773 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256734 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 12 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф-1 10 кВ сек. 1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 22074, 22075 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256738 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 13 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф. Тоннель №3 10 кВ сек. 1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 22070, 22071 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256736 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 14 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф. Тоннель №3 10 кВ сек. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 22068, 22069 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 3637, 3615, 2978 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256733 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 15 | Тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная Ф. Тоннель №4 10 кВ сек. 1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 22067, 22066 Госреестр № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 603, 633, 616 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01256739 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относи при измерении активной электроэн плуатации АИ | гельной погрешности ИК ергии в рабочих условиях эксИС КУЭ |
| §1(2) %, I1(2) %^ I изм< I 5 % | §5 %, I5 %^ I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %^ I изм< I 100 % | §100 %, I100 %^ I ИЗ',1- I 120 % |
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 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 |
| 2, 3 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2) %, 11(2) %- I изм< I 5 % | §5 %, I5 %- 1 изм< 1 20 % | §20 %, 1 20 %- 1 изм< 1 100 % | §100 %, I100 %- 1 изм- 1 120 % |
| 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 4 - 15 | 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч | 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5S) | 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2) %, I1(2) %- 1 изм< 1 5 % | §5 %, I5 %- 1 изм< 1 20 % | §20 %, 1 20 %- 1 изм< 1 100 % | §100 %, I100 %- 1 изм- 1 120 % |
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,9 | ±5,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±4,3 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 2, 3 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,9 | ±12,0 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,8 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,6 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,2 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,5 | ±6,4 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,0 |
| 4 - 15 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,6 |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%р и S1(2)%q для cosc 1,0 нормируется от 12%.
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^Uhom; 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; УСПД - 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 0,0Г1н1 до 1,2-1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
- для счетчиков электроэнергии:
- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;
- параметры сети:
- диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1 ^Uh2;
- диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2-1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- 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. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2011.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК - 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.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ АЭС 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 времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД, серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии и "Альфа А1800"- до 30 лет при отсутствии питания;
- УСПД - 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 титульные листы эксплуатационной документации 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 | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТСН | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 27 |
| Трансформатор напряжения | CPB 72-800 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счётчик электроэнергии | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 1 |
| Счётчик электроэнергии | A1805RAL-P4G-DW-4 | 1 |
| Счётчик электроэнергии | A1805RL-P4G-DW-4 | 4 |
| Счётчик электроэнергии | A1805RL-P4G-DW-3 | 9 |
| Источник бесперебойного питания | APC Black-Smart-UPS 1000 USB RM 2U, APC Smart-UPS 2200 VA RM 3U Black | 1 |
| Сервер базы данных (основной) | HP ML-570 зав. № CZB2564LKN | 1 |
| Приемник устройства синхронизации времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327-E1-B16-M16 | 1 |
| Шлюз-концентратор | ШК-2 ТП | 1 |
| Программное обеспечения | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 |
| Методика поверки | МП 1718/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 3106-02/03.1-ЭТС1.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1718/550-2013 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговая подстанция 110 кВ Тоннельная ОАО «РЖД». Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - 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.;
- для 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.
Сведения о методах измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Тоннельная» в границах Краснодарского края». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1319/550-01.00229.2013 от 11.11.2013 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.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
