Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Владимирской области

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области (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:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, 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;

Третий 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 (далее по тексту - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации 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 ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. 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», «АльфаЦЕНТРКоммуникатор». 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

«Альф аТ ЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

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

«Альф аТ ЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

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

«Альф аТ ЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

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

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) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской 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 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Технические характеристики и состав измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

ИК

Наименование

объекта

Состав АИИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

ТП Владимир

1

Ф. ОВ

IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 7044305 Госреестр № 25568-08

TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010257; 1VLT5208010251; 1VLT5208010248 Госреестр № 51637-12

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081953 Госреестр № 36697-08

RTU-327 Зав. № 000768 Г осреестр № 41907-09

2

Ф. ДПР

IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 7044300; 7044299; 7044307; 7044300 Госреестр № 25568-08

TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010252; 1VLT5208010253; 1VLT5208010277 Госреестр № 51637-12

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081949 Госреестр № 36697-08

3

Ф. УФК (КРУ)

IGW-36D3 Кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 7044307 Госреестр № 25568-08

TJC 7 Кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1VLT5208010252; 1VLT5208010253; 1VLT5208010277 Госреестр № 51637-12

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0809081921 Госреестр № 36697-08

4

ВВ1-110кВ (Тяга)

ТГФ-110 11*УХЛ 1 Кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1553; 1554;1555 Госреестр № 36672-08

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 251; 258; 236 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0107060017 Госреестр № 27524-04

5

ВВ2-110кВ (Тяга)

ТГФ-110 11*УХЛ 1 Кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 1556; 1557;1558 Госреестр № 36672-08

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 2203; 2187; 240 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0107060141 Госреестр № 27524-04

1

2

3

4

5

6

6

ВВ1-110кВ

ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8721; 8720; 8719 Госреестр № 19730-00

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 251; 258; 236 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081576 Госреестр № 36697-08

7

ВВ2-110кВ

ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8715; 8716;

8746 Госреестр № 19730-00

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 251; 258; 236 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081478 Госреестр № 36697-08

8

ВВ3-110кВ

ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8711; 8712; 8713 Госреестр № 19730-00

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 2203; 2187;240 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0809081485 Госреестр № 36697-08

RTU-327 Зав. №

9

ВВ4-110кВ

ТВГ-110 Кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 8716; 8717; 8718 Госреестр № 19730-00

НАМИ -110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 2203; 2187;240 Госреестр № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.20 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 810080587 Госреестр № 36697-08

000768 Госреестр № 41907-09

10

Ф 1 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39464; 39462 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08043193 Госреестр № 20175-01

11

Ф7 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39485; 39486 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр №16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 02032002 Госреестр № 20175-01

1

2

3

4

5

6

12

Ф 11 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39460; 39463 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08041016 Госреестр № 20175-01

13

Ф 5 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 39466; 39465 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044196 Госреестр № 20175-01

14

Ф 6 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39476; 39478 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8041003 Госреестр № 20175-01

RTU-327 Зав. №

15

Ф2 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39497; 39469 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 08042125 Госреестр № 20175-01

000768 Госреестр № 41907-09

16

Ф 9 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39470; 39468 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9043093 Госреестр № 20175-01

17

Ф 10 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 39454; 39458 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044071 Госреестр № 20175-01

1

2

3

4

5

6

18

Ф 4 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 800/5 Зав. № 39456; 39455 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8042017 Госреестр № 20175-01

19

Ф 12 -6кВ

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 39459; 39461 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 9044157 Госреестр № 20175-01

20

Ф 13 -6кВ (Резерв)

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39477; 39484 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 803122655 Госреестр № 36697-08

RTU-327 Зав. №

21

Ф 14 -6кВ (Резерв)

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 39479; 39474 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 804120890 Госреестр № 36697-08

000768 Госреестр № 41907-09

22

ВВ3-6

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 3000/5 Зав. № 39489; 39496; 39497 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1022 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 804120848 Госреестр № 36697-08

23

ВВ4-6

ТЛП-10-6 Кл.т 0,2S Ктт = 3000/5 Зав. № 39500; 39493; 39494 Госреестр № 30709-11

НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3540110000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 803122530 Госреестр № 36697-08

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИК

cos9

эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

520 %■,

5100 %,

I1(2)% £ 1изм<1 5 %

I5 %£1изм<1 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

1,3

1,0

±2,3

±1,9

±1,8

±1,8

0,9

±2,6

±2,1

±1,9

±1,9

(ТТ 0,5S; ТН0,5; Сч. 0,5S)

0,87

±2,7

±2,1

±1,9

±1,9

0,8

±3,0

±2,2

±2,0

±2,0

0,5

±5,0

±3,3

±2,7

±2,7

2

1,0

±2,3

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,6

±1,9

±1,7

±1,7

(ТТ 0,5S; ТН0,5; Сч. 0,5S)

0,87

±2,7

±2,0

±1,7

±1,7

0,8

±3,0

±2,2

±1,9

±1,9

0,5

±5,1

±3,4

±2,7

±2,7

4, 5

1,0

±1,8

±1,4

±1,4

±1,4

0,9

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,2S)

0,87

±1,9

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,5

±2,5

±2,1

±1,8

±1,8

6 - 9

1,0

±1,7

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,0

±1,3

±1,0

±1,0

(ТТ 0,5S; ТН0,2 ; Сч. 0,2S)

0,87

±2,2

±1,4

±1,1

±1,1

0,8

±2,5

±1,6

±1,2

±1,2

0,5

±4,7

±2,8

±2,0

±2,0

10 - 19, 21, 22

1,0

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,0

±1,6

±1,6

±1,6

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5S)

0,87

±2,0

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,1

±1,8

±1,6

±1,6

0,5

±2,7

±2,4

±2,1

±2,1

20, 23

1,0

±1,2

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,3

±1,0

±1,0

±1,0

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,2S)

0,87

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,5

±2,2

±1,8

±1,6

±1,6

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих

Номер ИК

cos9

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

11(2)% £ 1изм< I 5 %

I5 %£1изм<1 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

1,3

0,87

±6,0

±4,6

±4,0

±4,0

(ТТ 0,5S; ТН0,5 ; Сч. 1,0)

0,8

±5,1

±4,1

±3,7

±3,7

0,5

±3,9

±3,5

±3,4

±3,4

2

0,87

±6,0

±4,6

±4,0

±4,0

(ТТ 0,5S; ТН0,5 ; Сч. 1,0)

0,8

±5,1

±4,1

±3,7

±3,7

0,5

±3,9

±3,5

±3,4

±3,4

1

2

3

4

5

6

4, 5

0,87

±3,1

±1,9

±1,3

±1,2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,5)

0,8

±2,7

±1,6

±1,2

±1,1

0,5

±2,0

±1,3

±1,0

±1,0

6 - 9

0,87

±5,0

±3,3

±2,4

±2,4

(ТТ 0,5S; ТН0,2 ; Сч. 0,2S)

0,8

±4,1

±2,7

±2,1

±2,1

0,5

±2,7

±1,9

±1,6

±1,6

10 - 19

0,87

±5,6

±3,4

±2,3

±2,2

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0)

0,8

±4,8

±3,0

±2,1

±2,0

0,5

±3,8

±2,5

±1,9

±1,8

20, 23

0,87

±2,7

±2,4

±2,1

±2,1

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5)

0,8

±2,4

±2,1

±1,9

±1,9

0,5

±2,0

±1,7

±1,6

±1,6

21, 22

0,87

±4,1

±3,9

±3,6

±3,6

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0)

0,8

±3,8

±3,6

±3,4

±3,4

0,5

±3,4

±3,3

±3,3

±3,3

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, при доверительной вероятности Р=0,95 и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С;

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98ином до 1,02ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35°С.

Для электросчетчиков:

-    для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °C;

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9ин2 до 1,1ин2;

-    отла тока от0,011ном до 1,21ном; коэффициент мощности cosj (sinj) от 0,5 до 1,0(от 0,5 до 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. 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.

6. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03М» - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

-    счетчики электроэнергии «СЭТ-4ТМ.02» и «СЭТ-4ТМ.03» - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

-    УССВ- среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    ИВК - 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 счетчиках 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 временив:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики электроэнергии- до 30 лет при отсутствии питания;

-    УСПД - 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 -Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

IGW-36D3

5

Трансформаторы тока

ТГФ-110 11*УХЛ 1

6

Трансформаторы тока

ТВГ-110

12

Трансформаторы тока

ТЛП-10-6

30

Трансформаторы напряжения

TJC 7

5

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

1

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

11

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02

10

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

РТ-МП-2617-500-2015

1

Паспорт-формуляр

71653579.411711.011.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2617-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 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».

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 электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03М» - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1;

-    для счетчиков электроэнергии «СЭТ-4ТМ.03» -в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ;

-    для счетчиков электроэнергии «СЭТ-4ТМ.02» - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки»;

-для УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1857/500-01.00229-2015 от 13.10.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области

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.

Развернуть полное описание