Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр № 20481-00), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, 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. № 1514), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) "Альфа-Центр", 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), 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 энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 уровня ИВК 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 времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного 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, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с. Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-Центр Коммуникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" 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.
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.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификат ора ПО |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр АРМ" | 4 | a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d | MD5 |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр СУБД "Oracle" | 9 | bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 | MD5 |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр Коммуникатор" | 3 | 3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6 | MD5 |
| "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | ПК "Энергия Альфа 2" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef 304b8ff63121df60 | MD5 |
• Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нормированы с учетом ПО;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровеней измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав измерительно-информационных комплексов (1-2 уровень) | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ТП "Урусово" |
| 1 | Ввод-1 110 кВ точка измерения №1 | VAU-123 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=150/1 Зав. № 864146; 864144; 864142 Госреестр № 37850-08 | VAU-123 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. № 864146; 864144; 864142 Госреестр № 37850-08 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0111080507 Госреестр № 27524-04 | RTU-327 зав. № 1514 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 2 | Ввод-2 110 кВ точка измерения №2 | VAU-123 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=150/1 Зав. № 864141; 864145; 864143 Госреестр № 37850-08 | VAU-123 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 Зав. № 864141; 864145; 864143 Госреестр № 37850-08 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104080111 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | Ввод-1 27,5 кВ точка измерения №3 | ТВ-35/25 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 1312; 1309 Госреестр № 3187-72 | ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1275324; 1404606 Госреестр № 912-70 | EA05RAL-P4B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01084827 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ДПР-1 27,5 кВ точка измерения №4 | ТФЗМ 35 А-У1 класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 23887; 24009 Госреестр № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1275324; 1404606 Госреестр № 912-70 | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01036584 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 зав. № 1514 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 5 | ФКС-1 27,5 кВ точка измерения №5 | ТВДМ-35 класс точности 1 Ктт=600/5 Зав. № 1306 Госреестр № 3642-73 | ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1275324; 1404606 Госреестр № 912-70 | EA05RAL-P4B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01084772 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 6 | Ввод-2 27,5 кВ точка измерения №6 | ТВДМ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 1257; 1244 Госреестр № 3642-73 | ЗНОМ-35-54 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 863106; 863073 Г осреестр № - | EA05RAL-P4B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01084821 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 7 | ДПР-2 27,5 кВ точка измерения №7 | ТФЗМ 35 А-У1 класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 55908; 55888 Госреестр № 3690-73 | ЗНОМ-35-54 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 863106; 863073 Г осреестр № - | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01036566 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 8 | Ввод-1 10 кВ точка измерения №8 | ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 15572; 15568 Госреестр № 25433-03 | НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 66053 Госреестр № 11094-87 | EA05RAL-P3B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111224 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | Ф-1 10 кВ (с-з Урусово) точка измерения №9 | ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 4623; 4496 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 66053 Госреестр № 11094-87 | EA02RALX-P3B-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01169086 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 зав. № 1514 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 10 | Ввод-2 10 кВ точка измерения №10 | ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 15580; 15576 Госреестр № 25433-03 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 66059 Госреестр № 11094-87 | EA05RAL-P3B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01111184 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 11 | Ф-3 10 кВ (Карьер) точка измерения №11 | ТПЛ-10; ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Зав. № 52080; 56955 Госреестр № 1276-59; 1276-59 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 66059 Госреестр № 11094-87 | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01085386 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 12 | Ф-4 10 кВ (село Рязанка) точка измерения №12 | ТПК-10 класс точности 0,5 Ктт=75/5 Зав. № 1284; 1836 Госреестр № 8914-82 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 66059 Госреестр № 11094-87 | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01046517 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 13 | ТСН-1 0,4кВ точка измерения №13 | Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 190124; 190205 Госреестр № 22656-02 | _ | EA05L-P1B-4 класс точности 0,5S/-Зав. № 01036484 Госреестр № 16666-97 | активная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | ТСН-2 0,4кВ точка измерения №14 | Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 190122; 190138 Госреестр № 22656-02 | _ | EA05L-P1B-4 класс точности 0,5S/-Зав. № 01036511 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 зав. № 1514 Г осреестр № 41907 - 09 | активная |
| 15 | СЦБ-1 0,4 кВ точка измерения №15 | Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 S Ктт=150/5 Зав. № 055924; 054965 Госреестр № 22656-02 | _ | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01046560 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 16 | СЦБ-2 0,4 кВ точка измерения №16 | Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 S Ктт=75/5 Зав. № 048153; 204087 Госреестр № 22656-02 | _ | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01046555 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы относительной погрешности результата измерений активной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,3 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,0 |
| 0,21н1 < Ii < Ihi | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| 3, 4, 6, 7, 11, 12 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 2,2 | 2,8 | 3,2 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | 1,9 | 2,1 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 |
| 5 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | 1,5 | 1,6 |
| (ТТ 1; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | 1,5 | 1,6 |
| 8 | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,051н1 | 1,4 | 1,5 | 1,5 | 1,9 | 1,9 | 2,0 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 S) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | 1,5 | 1,6 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,4 | 1,4 | 1,5 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,4 | 1,4 | 1,5 |
| 9 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 1,8 | 2,5 | 2,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,3 | 1,4 | 1,1 | 1,4 | 1,6 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 10 | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,051н1 | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 1,9 | 2,0 | 2,1 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5 S) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,5 | 1,6 | 1,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,6 | 1,6 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 1,6 | 1,6 |
| 15, 16 | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 2,3 | 2,6 | 2,3 | 2,6 | 2,9 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,0 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,8 | 2,0 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,6 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,6 |
Для ИИК со счётчиками активной энергии
| Диапазон значений силы тока | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,5 |
| 13, 14 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1 | 2,0 | 4,7 | 2,3 | 4,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,99 | 2,8 | 1,5 | 3,1 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,78 | 1,9 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,78 | 1,9 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Границы относительной погрешности результата измерений реактивной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: |
| Основная относительная погрешность ИК, (± S), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н1 < Ii < 0,051н1 | 2,4 | 2,1 | 3,2 | 2,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,5 | 1,3 | 1,9 | 1,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 1,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,0 | 0,9 | 1,2 | 1,1 |
| 3, 4, 6, 7, 11, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 5,7 | 4,7 | 6,2 | 5,2 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 3,2 | 2,6 | 3,5 | 3,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,4 | 2,1 | 2,8 | 2,5 |
| 5 (ТТ 1; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,3 | 2,1 | 3,4 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,8 | 1,6 | 2,3 | 2,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,7 | 1,5 | 2,2 | 2,0 |
| 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 3,9 | 3,4 | 5,7 | 5,0 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,3 | 2,0 | 3,3 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,5 | 1,4 | 2,1 | 2,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,4 | 1,3 | 2,0 | 1,9 |
| 9 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 5,4 | 4,3 | 5,5 | 4,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,8 | 2,2 | 2,9 | 2,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 1,7 |
| 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 4,0 | 3,5 | 5,8 | 5,1 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,5 | 2,2 | 3,5 | 3,1 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,9 | 1,7 | 2,4 | 2,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,8 | 1,6 | 2,2 | 2,1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | | |
| 15, 16 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,021н < I1 < 0,051н1 | 5,7 | 4,7 | 7,1 | 6,0 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н | 3,3 | 2,8 | 4,1 | 3,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,1 | 1,8 | 2,6 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,5 | 2,2 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)ин;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков - от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по
ГОСТ 26035-83.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик ”ЕвроАльфа” - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
• в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
J параметрирования;
J пропадания напряжения;
•S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и
пломбирование:
• S счетчика;
• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
J пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области типографским способом.
Комплектность
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. |
| 1 | 2 |
| Трансформаторы комбинированные VAU-123 | 6 |
| Трансформаторы тока ТВ | 2 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Трансформаторы тока ТФЗМ 35 А-У1 | 4 |
| Трансформаторы тока ТВДМ-35 | 3 |
| Трансформаторы тока ТЛО-10 | 4 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока ТПК-10 | 2 |
| Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ | 8 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-54 | 2 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-10 У2 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 14 |
| Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника | 1 |
| Сервер управления HP ML 360 G5 | 1 |
| Сервер основной БД HP ML 570 G4 | 1 |
| Сервер резервный БД HP ML 570 G4 | 1 |
| Методика поверки МП 1314/446-2012 | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1314/446-2012 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "РОСТЕСТ-МОСКВА" в июне 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 "Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений".
• Средства измерений МИ 3196-2009 "Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений";
• СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1
• "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки."
• УСПД RTU-327 - по документу "Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007.МП";
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области".
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области
1. ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
4. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
