Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
Конструкция системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-89, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-89 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕА02, ЕА05 класса точности 0,2S; 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5; 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, соответственно, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (11 точек измерений);
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр», выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий
Лист № 2
Всего листов 10 уровень организации коммерческого многотарифного учета электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени;
3 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора данных АИИС КУЭ, включающий Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» сервер баз данных (БД), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем — третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав Комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА». Время ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» осуществляет коррекцию времени УСПД и счетчиков. Сличение времени ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» с временем УСПД RTU-327 осуществляется при каждом сеансе обмена данными ИВК с УСПД. При расхождении времени ИВК и УСПД более чем на 1 с производится коррекция времени УСПД. Часы счетчика электрической энергии синхронизируются УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут при расхождении времени на 1 с.
Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области используется программный комплекс (ПК) «Альфа ЦЕНТР».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.
ПК «Альфа ЦЕНТР», внесен в Госреестр в составе ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» № 35052-07. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО сервера БД. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа ЦЕНТР», ПО СОЕВ.
Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области приведены в таблице 1.
Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «Альфа ЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО, выполняющие расчёт контрольной суммы метрологически значимой части ПО и сравнение ее с требуемым значением;
- средства обнаружения и фиксации событий;
- средства управления доступом с использованием многоуровневой системы паролей;
- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификацион ное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| Альфа-Центр | Альфа-Центр АРМ | 4 | a65bae8d715093 If 811cfbc6e4c7189d | MD5 |
| Альфа-Центр | Альфа-Центр СУБД "Oracle | 9 | bb640e93O59babl 5a02979e24d5ed48 | MD5 |
| Альфа-Центр | Альфа-Центр Коммуникатор | 3 | 3ef7fb23cfl60f566 021bfl9264ca8d6 | MD5 |
| ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА | ПК «Энергия Альфа 2» | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef 304b8ff63121df60 | MD5 |
Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики АИИС КУЭ оценивается относительным отличием результатов расчёта от опорных значений, пределы которого составляют ± 1 единицу младшего разряда результата измерений.
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР». Метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 19495-03) и Комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр №20481-00).
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счётчик электроэнергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 |
| 1 | ТП Ерал Секция 1, Фидер ВВ-1 10 кВ | ТЛО-10 1500/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6983; 6980 Госреестр № 25433-07 | НАМИТ-10-1 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 723; Госреестр № 16687-07 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137918 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 2 | ТП Ерал Секция 2, Фидер ВВ-2 10 кВ | ТЛО-10 1500/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6975; 6977 Госреестр № 25433-07 | НАМИТ-10-1 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 717; Госреестр № 16687-07 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137546 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 3 | ТП Миньяр Секция 1, Фидер ВВ-1 10 кВ | ТЛО-10 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6968; 6969 Госреестр № 25433-07 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 131; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138257 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 4 | ТП Миньяр Секция 2, Фидер ВВ-2 10 кВ | ТЛО-10 1500/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6985; 6979 Госреестр № 25433-07 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 96; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138133 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
Лист № 4
Всего листов 10
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 |
| 5 | ТП Миньяр Секция 1, Фидер КВ-1 10 кВ | ТЛО-10 800/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 15718; 7818 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 131; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138149 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 6 | ТП Миньяр Секция 2, Фидер КВ-2 10 кВ | ТЛО-10 750/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 13020; 130199 Госреестр № 518-50 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 96; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137766 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 7 | ТП Миньяр Секция 1, Фидер 3 "Очистные сооружения" МУП ЖКХ 10 кВ | ТЛО-10 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 8839; 4294 Госреестр № 814-53 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 131; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137890 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 8 | ТП Миньяр Секция 2, Фидер 4 "Очистные сооружения" МУП ЖКХ 10 кВ | ТЛО-10 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 5211; 2652 Госреестр № 814-53 | НТМИ-10 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 96; Госреестр № 831-69 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138262 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 9 | ТП Симская Секция 1, Фидер ВВ-1 10 кВ | ТЛО-10 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6970; 6971; 6972 Госреестр № 25433-07 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 24; Госреестр № 16687-07 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138142 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
| 10 | ТП Симская Секция 2, Фидер ВВ-3 10 кВ | ТЛО-10 1500/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 6974; 6976; 6978 Госреестр № 25433-07 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 32; Госреестр № 16687-07 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 111060211 Госреестр № 20175-01 | Активная Реактивная |
| 11 | ТП Симская Секция 2, Фидер 6 пос."Сим" 10 кВ | ТЛО-10 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 21332; 21336 Госреестр № 29390-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 32; Госреестр № 16687-07 | EA05RL Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138194 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
Лист № 5
Всего листов 10
Лист № 6
Всего листов 10
Основные метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней активной мощности
| Номер точки измерений | Классы точности ТТ, ТН, счетчика электроэнергии | Диапазон измерений | Доверительные границы относительной погрешности измерений активной электрической энергии и средней активной мощности при доверительной вероятности P=0,95% при коэффициенте мощности |
| в нормальных условиях | в рабочих условиях |
| 0,8 | 0,87 | 1 | 0,8 | 0,87 | 1 |
| 1; 2; 3; 4; 9; 10 | ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,5S | 11(2) % < I <15 % | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,5 | - | - | - |
| 15 % < I <120 % | ± 1,2 | ± 1,1 | ± 0,9 | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,5 |
| 120 % < I <1100 % 1100 % < I < 1120 % | ± 1,0 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 1,6 | ± 1,6 | ± 1,5 |
| ± 1,0 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 1,6 | ± 1,6 | ± 1,5 |
| 5; 6; 7; 8; 11 | ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,5S | 11(2) % < I <15 % | - | - | - | - | - | - |
| 15 % < I <120 % | ± 2,9 | ± 2,5 | ± 1,8 | ± 3,2 | ± 2,8 | ± 2,2 |
| 120 % < I <1100 % 1100 % < I < 1120 % | ± 1,7 | ± 1,5 | ± 1,2 | ± 2,1 | ± 1,9 | ± 1,7 |
| ± 1,3 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 1,8 | ± 1,7 | ± 1,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней реактивной мощности
| Номер точки измерений | Классы точности ТТ, ТН, счетчика электроэнергии | Диапазон измерений | Доверительные границы относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии и средней реактивной мощности при доверительной вероятности P=0,95 % при коэффициенте мощности |
| в нормальных условиях | в рабочих условиях |
| 0,8 | 0,87 | 0,8 | 0,87 |
| 1; 2; 3; 4; 9; 10 | ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 1 | 15 % < I <120 % | ± 2,0 | ± 2,3 | ± 2,7 | ± 2,9 |
| 120 % < I <1100 % | ± 1,6 | ± 1,8 | ± 2,0 | ± 2,2 |
| 1100 % < I < 1120 % | ± 1,6 | ± 1,8 | ± 2,0 | ± 2,2 |
| 5; 6; 7; 8; 11 | ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 1 | 15 % < I <120 % | ± 4,6 | ± 5,6 | ± 4,9 | ± 5,9 |
| 120 % < I <1100 % | ± 2,6 | ± 3,1 | ± 2,9 | ± 3,4 |
| 1100 % < I < 1120 % | ± 2,1 | ± 2,4 | ± 2,4 | ± 2,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) UHOM; ток (1 + 1,2) Iном, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,94,1) UHOM; ток (0,054,2)Iном; 0,5 инд. < ео8ф < 0,8 емк.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 55 °С; для сервера от + 10 до + 40 °С; для УСПД от минус 10 до + 50 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков 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 Трансэнерго - филиале ОАО «РЖД» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации—участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;
Регистрация событий:
• в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
• журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
Защищённость применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области.
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | 24 |
| Трансформатор напряжения | 6 |
| УСПД RTU-327 | 1 |
| Счётчик электрической энергии | 11 |
| Устройство синхронизации системного времени 35HVS | 1 |
| Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «Альфа-Центр» | 1 |
| Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48078-11 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» в октябре 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- ЕА02, ЕА05 - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки»
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
- УСПД «RTU-327» - по методике поверки ДЯИМ.466215.0907 МП;
- ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» - по методике поверки МП 420/446-2007.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки АИИС КУЭ тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области.
Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-02.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области».
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области.
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «РЖД». Комплексный системный проект. АУВП.411711.161.ТП
4. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области. Методика поверки
5. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Челябинской области.
Лист № 10
Всего листов 10
Рекомендации к применению
