Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Подгорное" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Воронежской области. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Подгорное" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Воронежской области

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 2071 п. 67 от 19.12.2014
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) ПС 110 кВ «Подгорное» Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области (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, ЕвроАльфа 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. № 000890), 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 ± 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 ± 1 с. 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 1.1 - 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 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР 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 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР 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 1.4 - 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 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Подгорное» Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области.

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

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий согласно Р 50.2.77-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Подгорное» Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области 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

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ1-110 кВ

ТВГ-110

кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав.№ 3163-12; 3162-12; 316112 Госреестр № 22440-07

СРА 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 1HSE8816269; 1HSE8816268; 1HSE8816270 Госреестр № 1585206

A1802RAL-

P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248267

Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000890 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

2

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ2-110 кВ

ТВГ-110

кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 2807-8; 2806-8; 2805-8 Госреестр № 22440-07

СРА 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1HSE8784102; 1HSE8784104; 1HSE8784103 Госреестр № 1585206

A1802RAL-

P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248270

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

3

ПС 110 кВ Подгорное, ВЛ-Придонская

TG 145N кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 04620; 04621; 04622 Госреестр № 30489-09

СРА 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1HSE8816269; 1HSE8816268; 1HSE8816270 Госреестр № 1585206

A1802RAL-

P4GB-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248266

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

4

ПС 110 кВ Подгорное, ВЛ-Каменка

TG 145N кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 04623; 04624; 05625 Госреестр № 30489-09

СРА 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 1HSE8784102; 1HSE8784104; 1HSE8784103 Госреестр № 1585206

A1802RAL-

P4GB-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248269

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

5

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ1-10 кВ

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 24002; 24000; 24001 Госреестр № 15128-01

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2175110000002 Госреестр № 1668707

EA02RAL-P3B4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01110318 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

6

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ2-10 кВ

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 20970; 20968; 20969 Госреестр № 15128-01

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 1668707

EA02RAL-P3B4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01110365 Госреестр № 16666-97

RTU-327 зав. № 000890 Г осреестр № 41907-09

активная реактивная

7

ПС 110 кВ Подгорное, Ф6-10 кВ

ТЛК-10-9-У2 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 2175110000006; 2175110000004 Госреестр № 42683-09

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2175110000002 Госреестр № 1668707

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036601 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

8

ПС 110 кВ Подгорное, Ф1-10 кВ

ТЛК-10-9-У2 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 2175110000005; 2175110000003 Госреестр № 42683-09

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 0941110000001 Госреестр № 1668707

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01085463 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

9

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ 1-27,5 кВ

ТЛО-35

кл.т 0,2S Ктт = 1250/5 Зав. № 12788;

12790 Госреестр № 36291-11

TJC7 кл.т 0,5 Ктн = (275000/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5209009240; 1VLT5209009242 Госреестр № 2543008

A1802RAL-

P4GB-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248271

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

10

ПС 110 кВ Подгорное, ВВ2-27,5 кВ

ТЛО-35

кл.т 0,2S Ктт = 1250/5 Зав. № 12793;

12795 Госреестр № 36291-11

TJC7 кл.т 0,5 Ктн = (275000/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5209009244; 1VLT5209009243 Госреестр № 2543008

A1802RAL-

P4GB-DW-3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01248268

Госреестр № 31857-11

активная реактивная

11

ПС 110 кВ Подгорное, ДПР-1 27,5 кВ

ТЛО-35

кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 12799;

12797 Г осреестр № 36291-11

TJC7 кл.т 0,5 Ктн = (275000/V3)/(100/V 3) Зав. № 1VLT5209009240; 1VLT5209009242 Г осреестр № 25430-08

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036619 Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

12

ПС 110 кВ Подгорное, ДПР-2 27,5 кВ

ТЛО-35

кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 12798;

12796 Г осреестр № 36291-11

TJC7 кл.т 0,5 Ктн = (275000/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5209009244; 1VLT5209009243 Г осреестр № 25430-08

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5 S/1,0 Зав. № 01036582 Г осреестр № 16666-97

RTU-327 зав. № 000890 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

13

ПС 110 кВ Подгорное, СЦБ-1

ТЛО-10 1У2 кл.т 0,2S Ктт = 10/5 Зав. № 8126; 8131; 8130 Г осреестр № 25433-08

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 96; 93; 94

Г осреестр № 40014-08

EA05L-P1B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 011046631 Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

14

ПС 110 кВ Подгорное, СЦБ-2

ТЛО-10 1У2 кл.т 0,2S Ктт = 10/5 Зав. № 8124; 8128; 8125 Г осреестр № 25433-08

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 97; 99; 95

Г осреестр № 40014-08

EA05L-P1B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01046630

Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

15

ПС 110 кВ Подгорное, Фидер р/рел.

ТЛО-10 1У2 кл.т 0,2S Ктт = 10/5 Зав. № 8127; 8129; 8123 Г осреестр № 25433-08

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 92; 100; 98

Г осреестр № 40014-08

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01087819 Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

16

ПС 110 кВ Подгорное, ТСН-1

ТСН-6.2

кл.т 0,5S Ктт = 750/5 Зав. № 31099; 31102; 31095 Г осреестр № 26100-03

-

EA05L-P1B4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036522

Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

17

ПС 110 кВ Подгорное, ТСН-2

ТСН-6.2

кл.т 0,5S Ктт = 750/5 Зав. № 31097; 31101; 31100 Г осреестр № 26100-03

-

EA05RAL-B4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100192 Г осреестр № 16666-97

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

18

ПС 110 кВ Подгорное, Ф-КУ

ТЛО-35

кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 1682 Г осреестр № 36291-11

TJC7 кл.т 0,5 Ктн = (275000/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5209009240; 1VLT5209009242 Госреестр № 2543008

EA05RL-P2B3 кл.т 0,5 S/1,0 Зав. № 01036549 Г осреестр № 16666-97

RTU-327 зав. № 000890 Г осреестр № 41907-09

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 (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм<1 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

1

2

3

4

5

6

1 - 6 (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, 8, (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,9

±1,4

±1,4

±1,4

0,9

±2,0

±1,5

±1,4

±1,4

0,8

±2,1

±1,6

±1,5

±1,5

0,7

±2,2

±1,8

±1,5

±1,5

0,5

±2,7

±2,2

±1,7

±1,7

9, 10, (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

11 - 15, 18 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±2,0

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,2

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,4

±1,9

±1,7

±1,7

0,5

±2,9

±2,4

±2,0

±2,0

16, 17, (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 (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

51оо %,

I1(2)% — I изм<1 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

1100 %—1изм—1120%

1 - 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,о

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, 8, (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±4,5

±4,1

±4,0

±3,6

0,8

±4,1

±3,9

±3,4

±3,4

0,7

±4,0

±3,8

±3,4

±3,4

0,5

±3,8

±3,7

±3,3

±3,3

9, 10, (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±2,6

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±1,8

±1,3

±1,1

±1,1

0,7

±1,5

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±1,2

±0,9

±0,8

±0,8

11 - 15, 18 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±4,7

±4,3

±4,2

±3,8

0,8

±4,2

±4,0

±3,5

±3,5

0,7

±4,0

±3,9

±3,4

±3,4

0,5

±3,8

±3,7

±3,3

±3,3

16, 17, (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^Uhom до 1,02-Uhom; диапазон силы тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 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^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 Ih1 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 до плюс 35°С.

Для электросчетчиков:

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

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа от минус 40 до плюс 70 °C;

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^Uh2 до 1,1-Uh2;

- сила тока от 0,0Е1ном до 1,2^1ном для ИК № 1 - 18; 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:

- счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

120000 часов;

- счетчики электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее

80000 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 электроэнергии 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;

- счетчики электроэнергии ЕвроАльфа - до 5 лет при температуре 25 °С

- 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.

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

6

Трансформаторы тока

TG

6

Трансформаторы тока

ТОЛ 10-1

6

Трансформаторы тока

ТЛК

4

Трансформаторы тока

ТЛО-35

9

Трансформаторы тока

ТЛО-10

9

Трансформаторы тока

ТСН

6

Трансформаторы напряжения

СРА 123

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформаторы напряжения

TJC7

4

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

9

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

6

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

12

Сервер базы данных (основной)

HP ML-570 зав. № 8007LQM327

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 1971/550-2014

1

Паспорт-формуляр

Э/01-10/03-13.01.3-ИИК.ОС 02-

04.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1971/550-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Подгорное» Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области. Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2014 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- 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.;

- счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом МП-ВНИИМ «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ» в октябре 2007 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.

Сведения о методах измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «Подгорное» Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1407/550-01.00229-2014 от 18.11.2014 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