Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Алтайского края (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс включает в себя Центр сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД» (далее - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» сервер баз данных (БД), сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе «АльфаЦЕНТР», УССВ-16ИУ8, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ). Хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» осуществляется не менее 3,5 лет.
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 с учетом коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде xml-отчетов инфраструктурным организациям и смежным субъектам ОРЭМ.
Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам (в т.ч. на коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» ПАО «ФСК ЕЭС») осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в формате 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача результатов измерений по точкам поставки тяговых подстанций Западно-Сибирской железной дороги в сечениях коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ с использованием ЭЦП в программноаппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16ИУ8, УССВ-35НУ8 (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). В состав СОЕВ входят часы УССВ-16HVS, УССВ-35HVS УСПД, счетчиков Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД-сервер. Синхронизация существляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация существляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
±5,0 с.
Журналы событий счетчиков электоэнергии, УСПД RTU-327 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого устройства в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1-3.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентиф икационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» | ПК «Энергия Альфа 2» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1.0.0 | Не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3е736Ь7т0863Г44сс8ебГ7Ьё211с 54 | 17e63d59939159ef304b8ff63121df6 0 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 | MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО Центра сбора данных ОАО «РЖД»
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Идентиф икационное наименование ПО | «Альф аТ ЦЕНТР АРМ» | «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle» | «Альф аТ ЦЕНТР Коммуникатор» | ПК «Энергия Альфа 2» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 4 | Не ниже 9 | Не ниже 3 | Не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d71509 31f811cfbc6e4c 7189d | bb640e93f359ba b15a02979e24d 5ed48 | 3ef7fb23cf160f56 6021bf19264ca8d 6 | 17e63d5993915 9ef304b8ff6312 1df60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф аЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3е736Ь7£380863Г44сс8е6Г7Ьё211е54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 5 и 6, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 220 кВ Ларичиха |
| 1 | ВЛ 220 кВ Ларичиха - Сузун (ВЛ ЛС - 209) | ТГФ 220-II* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=1000/1 Зав. № 488; 489; 486 Рег. № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 811; 802; 824 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104073145 Рег. № 27524-04 | ЯШ-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | Ввод Т - 2 220 кВ | ТГФ220-11* класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 436; 438; 443 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 833; 826; 843 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104072217 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | Ввод Т - 1 220 кВ | ТГФ220-11* класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 442; 437; 444 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 833; 826; 843 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104073061 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 220 кВ Световская |
| 4 | ВЛ 220 кВ Световская -Краснозерская (ВЛ СК - 217) | ТГФ220-П* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 466; 465; 468 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 801; 821; 808 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104073002 Рег. № 27524-04 | RIU-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| 5 | Ввод Т - 1 220 кВ | ТГФ220-П* класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 448; 446; 447 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 801; 821; 808 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104072221 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 6 | Ввод Т - 2 220 кВ | ТГФ220-П* класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 445; 449; 450 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 835; 789; 791 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104072193 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| ПС 220 кВ Смазнево |
| 7 | Ввод Т - 1 220 кВ | ТГФ220-П* класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 303; 297; 301 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 481; 545; 546 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0105062165 Рег. № 27524-04 | ЯТИ-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| 8 | Ввод Т - 2 220 кВ | ТГФ220-П* класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 302; 295; 300 Рег. № 20645-07 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 548; 477; 535 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0105062149 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 220 кВ Тягун |
| 9 | Ввод Т - 1 220 кВ | ТГФМ-220П* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 305; 298; 299 Рег. № 36672-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 544; 552; 551 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0105064098 Рег. № 27524-04 | RTO-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| 10 | Ввод Т - 2 220 кВ | ТГФМ-22011* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 292; 304; 293 Рег. № 36672-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 534; 549; 550 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0105064052 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| ПС 220 кВ Урываево |
| 11 | ВЛ 220 кВ Урываево -Зубково (ВЛ УЗ - 218) | ТГФ 220-II* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=600/1 З ав . № 394; 392; 396 Рег. № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 755; 754; 803 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0104072095 Рег. № 27524-04 | RTO-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| ПС 220 кВ Шпагино |
| 12 | Ввод Т - 1 220 кВ | ТГФМ-22011* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 706; 710; 707 Рег. № 36672-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,5 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 1245; 1242; 1248 Рег. № 20344-05 | А1802RАLХQ-Р4GВ-DW- 4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01191642 Рег. № 31857-06 | RXU-327 зав. № 1503 Рег. № 41907-09 | активная реактивная |
| 13 | Ввод Т - 2 220 кВ | ТГФМ-22011* УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 705; 708; 709 Рег. № 36672-08 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,5 Ктн=220000/ V3/100/V3 Зав. № 1243; 1239; 1244 Рег. № 20344-05 | А1802RАLХQ-Р4GВ-DW- 4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01191640 Рег. № 31857-06 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 11 (ТТ 0,2S; та 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 0,6 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 1,0 | 1,4 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 |
| 12, 13 (ТТ 0,2S; TН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^ < I1 < 0,05I^ | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| | | | | Относительная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК (±^), % | погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % |
| | | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 11 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 2,1 | 1,5 | 2,8 | 2,1 |
| (ТТ 0,2S; та 0,2; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,4 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 0,9 | 0,7 | 1,2 | 1,0 |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 0,9 | 0,7 | 1,1 | 1,0 |
| 12, 13 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 2,3 | 1,6 | 2,9 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; та 0,5; Сч 0,5) | 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,6 | 1,2 | 1,9 | 1,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,3 | 1,0 | 1,5 | 1,2 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,3 | 0,9 | 1,4 | 1,2 |
Примечания
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94; ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 30206-94 | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -10 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД ЯТИ-327 | от 0 до +70 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электрической энергии Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 48 |
| не более | |
| счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| не более | |
| УСПД ЯШ-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 5 |
| направлениях, лет, не более | |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| ИВКЭ: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, | |
| не менее | 35 |
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТГФ 220-II* УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор тока ТГФ220-П* | 21 |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТГФМ-22011* УХЛ1 | 12 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 33 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 11 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 |
| УСПД типа RTO-327 | 6 |
| Методика поверки МП 206.1-122-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр АУВП.411711.СМС.029.02.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-122-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Алтайского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.04.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для УСПД RТU-327 - по документу Поверка производится по документу «Устройства сбора и передачи данных серии 1ЧТ1-327. 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), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Алтайского края». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/022-2017 от 16.03.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций ЗападноСибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Алтайского края
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах")
67780-17: Методика поверки МП 206.1-122-2017Скачать13.3 Мб