Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 35 кВ «Мацеста» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края (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 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. № 000775), 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 ± 1с 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 ± 1с. 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 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения(контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | 4 | a65bae8d7150931f811c fbc6e4c7189d | "АльфаЦЕНТР АРМ" | MD5 |
| "АльфаЦЕНТР" | 9 | bb640e93f359bab15a02 979e24d5ed48 | "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE" |
| "АльфаЦЕНТР" | 3 | 3ef7fb23cf160f566021b f19264ca8d6 | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
| "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef304b 8ff63121df60 | ПК "Энергия-Альфа 2" |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 35 кВ «Мацеста» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 35 кВ «Мацеста» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края 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 35 кВ Мацеста, Ввод-1 35 кВ | 4MC7 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30626233; 30626232; 30626237 Госреестр № 35056-07 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000А3)/(100/А) Зав. № 30627371; 30627372; 30627373 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200615 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | ПС 35 кВ Мацеста, Ввод-2 35 кВ | 4MC7 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30626227; 30626228; 30626229 Госреестр № 35056-07 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000А3)/(100/А) Зав. № 30627374; 30627375; 30627376 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200619 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-1 35 кВ | GBW36 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 30624410; 30624409; 30624407 Госреестр № 48002-11 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 30627371; 30627372; 30627373 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200616 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 4 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-2 35 кВ | GBW36 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 30624408; 30624406; 30624405 Госреестр № 48002-11 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 30627374; 30627375; 30627376 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200614 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 5 | ПС 35 кВ Мацеста, ПВА-1 35 кВ | 4MC7 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30626226; 30626230; 30626234 Госреестр № 35056-07 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 30627371; 30627372; 30627373 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200617 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 6 | ПС 35 кВ Мацеста, ПВА-2 35 кВ | 4MC7 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30626231; 30626235; 30626236 Госреестр № 35056-07 | 4MT40,5 кл.т 0,2 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 30627374; 30627375; 30627376 Госреестр № 35057-07 | A1802RL-P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200618 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 7 | ПС 35 кВ Мацеста, Ввод-1 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 1931; 1932; 1929 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1312; 1317; 1315 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200645 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 8 | ПС 35 кВ Мацеста, Ввод-2 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 10525; 10526; 10527 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 3887; 1674; 5191 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200644 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 9 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-1 яч. 2 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 1927; 1928 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1312; 1317; 1315 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200647 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 10 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-1 яч. 3 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1925; 1926 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1312; 1317; 1315 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200642 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-2 яч. 8 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 10523; 10524 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)7(100/^3) Зав. № 3887; 1674; 5191 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200643 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 000775 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 12 | ПС 35 кВ Мацеста, ПЭ-2 яч. 9 10 кВ | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 10521; 10522 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 3887; 1674; 5191 Госреестр № 3344-08 | A1805RL-P4G-DW-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01200646 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 13 | ПС 35 кВ Мацеста, ТСН-1 0,4 кВ | TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 23850; 23851; 23852 Госреестр № 26100-03 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01203580 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 14 | ПС 35 кВ Мацеста, ТСН-2 0,4 кВ | TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 23854; 23857; 23858 Госреестр № 26100-03 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01203579 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| 15 | ПС 35 кВ Мацеста, СЦБ 0,4 кВ | TCH-6 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 19571; 19572; 19575 Госреестр № 26100-03 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01203581 Госреестр № 31857-11 | 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 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% ^ I изм<1 5 % | I5 %^I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 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 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% ± I изм<1 5 % | I5 %^I изм<1 20 % | I20 %±1изм<1100% | I100 %±1изм±1120% |
| 7 - 12 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| 13 - 15 (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 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| 11(2)%. ± I изм< I 5 % | I5 %±I изм<1 20 % | I20 %±1изм<1100% | I100 %±1изм±1120% |
| 1 - 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 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 - 12 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,4 | ±5,2 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,7 | ±4,1 | ±3,8 |
| 0,7 | - | ±5,0 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | - | ±4,4 | ±3,5 | ±3,4 |
| 13 - 15 (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 §1(2)%P и §1(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%р и S1(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%..
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 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С 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^ин1 до 1,1-Un1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 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°С до плюс 35°С.
Для электросчетчиков:
- для счетчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2;
- тока от 0,014ном до 1,24ном для ИК № 1 - 6, 13 - 15 и от 0,054ном до 1,24ном для ИК № 7 - 12; 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:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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 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;
- 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. |
| Трансформатор тока | 4MC7 | 12 |
| Трансформатор тока | GBW36 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 14 |
| Трансформатор тока | TCH-6 | 9 |
| Трансформатор напряжения | 4MT40,5 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | Альфа А1800 | 15 |
| Сервер базы данных (основной) | HP ML-570 зав. № CZB2564LKN | 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 1849/550-2014 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 610-1-252-1.1-ЭСТ.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1849/550-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 35 кВ «Мацеста» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края. Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- 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.;
- 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;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Сведения о методах измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 35 кВ «Мацеста» Северо-Кавказской железной дороги в границах Краснодарского края ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1366/550-01.00229-2014 от 30.05.2014 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.
