Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Подгорное" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Воронежской области
- ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59433-14
- 24.11.24
- 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.