Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского 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 распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень -включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергиитипа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения реактивной электроэнергии), 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 RTO-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 005736), 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 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.
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, 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 ±1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1с. 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 ±1 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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
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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 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 | не ниже 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 | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 ef7fb23 cf 160f566021bf19264ca8d6 |
| 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 | не ниже 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) тяговой подстанции «Амре» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской 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» по Р 50.2.77-2014.
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты АИИС КУЭ | Вид электроэнер гии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС «Карымская ЭЧЭ-10» |
| 1 | ВЛ1 - 220 кВ -1,2Т | ТG 245 класс точности 0,2S Ктт=600/5 Зав. № 00180; 00179 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000Vз/100Vз Зав. № 792; 794; 795 Госреестр № 20344-05 | А1802RАL-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199470 Госреестр № 31857-06 | RXU-327 зав. № 005736 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ2 - 220 кВ - 1,2,3Т | ТG 245 класс точности 0,2S Ктт=600/5 Зав. № 00177; 00178 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000Vз/100Vз Зав. № 830; 890; 790 Госреестр № 20344-05 | А1802RАL-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199469 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 3 | Ввод 1 2х25 кВ КП | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485217 Госреестр № 28402-09 | ТГС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199474 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 4 | Ввод 1 2х25 кВ ПП | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=1000/5 Зав. № 30485226 Госреестр № 28402-09 | ТJС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199476 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | Ввод 2 2х25 кВ КП | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=1000/5 Зав. № 30485223 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199482 Госреестр № 31857-06 | RXU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 6 | Ввод 2 2х25 кВ ПП | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=1000/5 Зав. № 30485220 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014915 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199473 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 7 | ФТС 1 КП | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=600/5 Зав. № 30485683 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199477 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 8 | ФТС 1 ПП | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=600/5 Зав. № 30485686 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014915 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199483 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 9 | ФТС 2 КП | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=600/5 Зав. № 30485687 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199484 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 10 | ФТС 2 ПП | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485677 Госреестр № 28402-09 | ТГС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199481 Госреестр № 31857-06 | RXU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 11 | ЗВ КП | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485680 Госреестр № 28402-09 | ТГС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208010265 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199480 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 12 | ЗВ ПП | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=600/5 Зав. № 30485685 Госреестр № 28402-09 | ТJС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199479 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 13 | УФК 1 | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485284 Госреестр № 28402-09 | ТJС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199475 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 14 | УФК 2 | GI-36 класс точности 0,5 S Ктт=300/5 Зав. № 30485282 Госреестр № 28402-09 | ТГС 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199478 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | УФК 3 | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 30485287 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5210010880 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199472 Госреестр № 31857-06 | RXU-327 зав. № 005736 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 16 | УФК 4 | GI-36 класс точности 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 30485286 Госреестр № 28402-09 | Т1С 7 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1VLT5208014917 Госреестр № 51637-12 | А1802RАL-Р4G-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01199471 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
Лист № 8 Всего листов 12
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)_
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % |
| 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 (ТТ 0,2S; та 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1< 0,05I^ | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,3 |
| 0,05Iн1 < I1< 0,2Iн1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,0 |
| 0,2Iн1 < I1< Iн1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| Iн1 < I1 < 1,2I^ | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| 3 - 16 (ТТ 0,5S; та 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)Iнl < I1< 0,05^1 | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 1,9 | 2,3 | 2,6 |
| 0,05Iн1 < I1< 0,2Iн1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 |
| 0,2I^ < I1< Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % |
| 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; та 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1< 0,05I^ | 2,5 | 2,1 | 3,3 | 2,9 |
| 0,05I^ < I1< 0,2I^ | 1,5 | 1,3 | 2,0 | 1,7 |
| 0,2I^ < I1< I^ | 1,1 | 0,9 | 1,4 | 1,2 |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 1,2 |
| 3 - 16 (ТТ 0,5S; та 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1< 0,05Iнl | 5,1 | 4,1 | 5,6 | 4,5 |
| 0,05I^ < I1< 0,2Iн1 | 3,1 | 2,5 | 3,4 | 2,8 |
| 0,2Iн1 < I1< Iн1 | 2,3 | 1,8 | 2,4 | 2,0 |
| Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 2,3 | 1,8 | 2,4 | 2,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2Пн;
- диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 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 -от 0,9-ищ до 1,1-U^; диапазон силы первичного тока - от 0,05 •1н1 до 1,2-1щ; коэффициент мощности cosj(sinj) -
0,8- 1,0(0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40°С.
Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-ин2 до1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) -
0,8 - 1,0(0,6- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 65 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД RTO-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:
1. параметрирования;
2. пропадания напряжения;
3 . коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1. счетчика;
2 . промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3 . испытательной коробки;
4. УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
1. пароль на счетчике;
2 . пароль на УСПД;
3 . 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края 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 |
| Трансформатор тока ТG 245 | 4 |
| Трансформатор тока GI-36 | 14 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения ТГС 7 | 4 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 16 |
| УСПД типа RXU-327 | 1 |
| 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 | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62550-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» ЗабайкальскойЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2015 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Перечень основных средств 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»и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- 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 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 RTO-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 системыGlobalPositioningSystem (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
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Забайкальского края». Свидетельство об аттестации № 01.00252/372-2015 от 08.10.2015г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карымская ЭЧЭ-10» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Забайкальского края
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».
62550-15: Описание типа СИСкачать122.7 Кб