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

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 5055 от 27.09.11 п.07
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43939
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск АУВП.411711.161.ТП
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

Конструкция системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера энергосбытовых организаций;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-89, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-89 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕА02, ЕА05, A2R, СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S; 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5; 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, соответственно, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (18 точек измерений);

2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр»,

Лист № 2

Всего листов 12 выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень организации коммерческого многотарифного учета электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени;

3 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора данных АИИС КУЭ, включающий Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» сервер баз данных (БД), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», каналы передачи данных субъектам ОРЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая

мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем — третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав Комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА». Время ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» осуществляет коррекцию времени УСПД и счетчиков. Сличение времени ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» с временем УСПД RTU-327 осуществляется при каждом сеансе обмена данными ИВК с УСПД. При расхождении времени ИВК и УСПД более чем на 1 с производится коррекция времени УСПД. Часы счетчика электрической энергии синхронизируются УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут при расхождении времени на 1 с.

Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области используется программный комплекс (ПК) «Альфа ЦЕНТР».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.

Лист № 3

Всего листов 12

ПК «Альфа ЦЕНТР», внесен в Госреестр в составе ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» № 35052-07. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО сервера БД. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа ЦЕНТР», ПО СОЕВ.

Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области приведены в таблице 1.

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «Альфа ЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:

- средства проверки целостности ПО, выполняющие расчёт контрольной суммы метрологически значимой части ПО и сравнение ее с требуемым значением;

- средства обнаружения и фиксации событий;

- средства управления доступом с использованием многоуровневой системы паролей;

- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование

ПО

Идентификацион ное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

Альфа-Центр

Альфа-Центр АРМ

4

a65bae8d715093 If

811cfbc6e4c7189d

MD5

Альфа-Центр

Альфа-Центр СУБД "Oracle

9

bb640e93O59babl

5a02979e24d5ed48

MD5

Альфа-Центр

Альфа-Центр Коммуникатор

3

3ef7fb23cfl60f566

021bfl9264ca8d6

MD5

ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА

ПК «Энергия Альфа 2»

2.0.0.2

17e63d59939159ef

304b8ff63121df60

MD5

Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики АИИС КУЭ оценивается относительным отличием результатов расчёта от опорных значений, пределы которого составляют ± 1 единицу младшего разряда результата измерений.

Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР». Метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 19495-03) и Комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр №20481-00).

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ точки измерений

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

1

2

3

4

5

7

1

ТП Абдулино ОРУ 110 кВ ВЛ-110 кВ «Приютово 1»

ТБМО-110 УХЛ1 Госреестр № 23256-02 300/1; Кл. т. 0,2S Зав. № 2860; 2851; 2857

НАМИ-110 УХЛ1 Госреестр № 24218-03 (110000/^3)7(100/^3); Кл. т. 0,2 Зав. № 812; 819; 714

ЕА02RAL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1128803

Активная

Реактивная

2

ТП Абдулино ОРУ 110 кВ ВЛ-110 кВ «Приютово 2»

ТБМО-110 УХЛ1 Госреестр № 23256-02 300/1; Кл. т. 0,2S Зав. № 2862; 2863; 2844

НАМИ-110 УХЛ1 Госреестр № 24218-03 (110000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,2 Зав. № 812; 819; 714

ЕА02RAL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1126498

Активная

Реактивная

3

ТП Асекеево Секция 1, Фидер «Ввод-1» 35 кВ

ТОЛ-35

Госреестр № 21256-07 200/5; Кл. т. 0,5S Зав. № 264; ; 159

ЗНОМ-35-65

Госреестр № 912-65 (35000/n3)/(100/^3); Кл. т. 0,5

Зав. № 1060367; 1060324;

1060363

ЦЭ 6805 Госреестр № 20176-06 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № Б315950/64011

Активная

Реактивная

4

ТП Асекеево Секция 1, Фидер «Кр.Горка» 35 кВ

ТОЛ-35

Госреестр № 21256-07 200/5; Кл. т. 0,5S Зав. № 266; ; 124

ЗНОМ-35-65

Госреестр № 912-65 (35000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 1060367; 1060324;

1060363

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142066

Активная

Реактивная

Лист № 4

Всего листов 12

продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

7

5

ТП Асекеево Секция 2, Фидер «Чкалова» 35 кВ

ТОЛ-35

Госреестр № 21256-07 200/5; Кл. т. 0,5S Зав. № 80; ; 187

ЗНОМ-35-65

Госреестр № 912-65 (35000/?3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 914106; 1354149;

914112

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142039

Активная

Реактивная

6

ТП Асекеево Секция 1, Фидер 4 «Коминтерн» 10кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 75/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 4848; ; 4841

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1173

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1141901

Активная

Реактивная

7

ТП Бугуруслан Секция 2, Фидер «Кирпичный завод» 10кВ

ТПЛ-10

Госреестр № 29390-05 75/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 1449; ; 1568

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 5204

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142083

Активная

Реактивная

8

ТП Бугуруслан Секция 1, Фидер 7 «Нефтебаза» 10кВ резерв

ТПЛ-10

Госреестр № 29390-05 50/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 1560; ; 1544

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 5205

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142067

Активная

Реактивная

9

ТП Заглядино Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 11448; ; 10538

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1165

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142138

Активная

Реактивная

10

ТП Заглядино Секция 2, Фидер ВВ 2 10кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 10536; ; 10718

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1175

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142159

Активная

Реактивная

11

ТП Заглядино Секция 1, Фидер «Комплекс» 10кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 100/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 1730; ; 1755

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1165

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142126

Активная

Реактивная

Лист № 5

Всего листов 12

окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

7

12

ТП Заглядино Секция 2, Фидер «Урал» 10 кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 75/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 4843; ; 4849

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1175

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142099

Активная

Реактивная

13

ТП Заглядино Секция 1, Фидер «Элеватор» 10 кВ

ТЛО-10

Госреестр № 25433-07 400/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 5856; ; 5835

НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр № 20186-053 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 1165

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1141834

Активная

Реактивная

14

ТП Сарай-Г ир ОРУ 110 кВ «СМВ 110 кВ»

ТБМО-110 УХЛ1 Госреестр № 23256-02 100/1; Кл. т. 0,2S Зав. № 509; 1241; 1236

НАМИ-110 УХЛ1 Госреестр № 24218-03 (110000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,2 Зав. № 774; 751; 757

EA02RAL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01142837

Активная

Реактивная

15

ТП Сарай-Г ир ОРУ -35 кВ Секция 2, Фидер «Матвеевка» 35 кВ

ТФН-35М

Госреестр № 3691-73 150/5; Кл. т. 0,5

Зав. № 14020; ; 15111

ЗНОМ-35-65

Госреестр № 912-65 (35000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 1162421; 1162420;

1162321

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 01146651

Активная

Реактивная

16

ТП Филипповка Секция 1, Фидер «Мочегай» 35 кВ

ТОЛ-35 Госреестр № 21256-07 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 282; ; 293

ЗНОМ-35-65

Госреестр № 912-65 (35000/\3)/(100/\3)№ Кл. т. 0,5 Зав. № 105107; 105108; 105109

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142136

Активная

Реактивная

17

ТП Филипповка Секция 1, Фидер «ТСН1» 10 кВ

ТПЛ-10 Госреестр № 29390-05 75/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 1499; ; 1557

НТМИ-10-66 Госреестр № 831-69 10000/100/; Кл. т. 0,5 Зав. № 776

EA05RL Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 01142061

Активная

Реактивная

18

ТП Филипповка Секция 2, Фидер «ТСН2» 10 кВ

ТПЛ-10

Госреестр № 29390-05 75/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 6019; ; 4417

НТМИ-10-66

Госреестр № 831-69 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 662561

EA05RL

Госреестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 01142031

Активная

Реактивная

Лист № 6

Всего листов 12

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности

Номер точки измерений

Классы точности ТТ; ТН; счетчика

Диапазон измерений

Доверительные границы относительной погрешности измерений активной электрической энергии и средней активной мощности при доверительной вероятности Р= 0,95, %, при коэффициенте мощности

в нормальных условиях

в рабочих условиях

0,8

0,87

1

0,8

0,87

1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1; 2; 14

ТТ 0,2S

ТН 0,2

Сч 0,2S

11(2) % < I <15 %

± 1,3

± 1,2

± 1

-

-

-

15 % < I <120 %

± 0,8

± 0,7

± 0,6

± 1

± 0,9

± 0,8

120 % < I <1100 %

± 0,6

± 0,6

± 0,5

± 0,8

± 0,8

± 0,7

1100 % < I <1120 %

± 0,6

± 0,6

± 0,5

± 0,8

± 0,8

± 0,7

6; 9; 10; 11; 12; 13

ТТ 0,2S

ТН 0,5

Сч 0,5S

11(2) % < I <15 %

± 1,7

± 1,6

± 1,5

-

-

-

15 % < I <120 %

± 1,2

± 1,1

± 0,9

± 1,7

± 1,6

± 1,5

120 % < I <1100 %

± 1

± 1

± 0,9

± 1,6

± 1,6

± 1,5

1100 % < I <1120 %

± 1

± 1

± 0,9

± 1,6

± 1,6

± 1,5

7; 8; 15; 16; 17; 18

ТТ 0,5

ТН 0,5

Сч 0,5S

11(2) % < I <15 %

-

-

-

-

-

-

15 % < I <120 %

± 2,9

± 2,5

± 1,8

± 3,2

± 2,8

± 2,2

120 % < I <1100 %

± 1,7

± 1,5

± 1,2

± 2,1

± 1,9

± 1,7

1100 % < I <1120 %

± 1,3

± 1,2

± 1

± 1,8

± 1,7

± 1,5

3; 4; 5

ТТ 0,5S

ТН 0,5

Сч 0,5S

11(2) % < I <15 %

± 2,1

± 2,1

± 2,1

-

-

-

15 % < I <120 %

± 1,4

± 1,3

± 1,2

± 1,8

± 1,8

± 1,7

120 % < I <1100 %

± 1,1

± 1,1

± 1

± 1,7

± 1,6

± 1,5

1100 % < I <1120 %

± 1,1

± 1,1

± 1

± 1,7

± 1,6

± 1,5

Лист № 7

Всего листов 12

Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

Номер точки измерений

Классы точности ТТ; ТН; счетчика

Диапазон измерений

Доверительные границы относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии и средней реактивной мощности при доверительной вероятности Р= 0,95, %, при коэффициенте мощности

в нормальных условиях

в рабочих условиях

0,8

0,87

0,8

0,87

1

2

3

4

5

6

7

1; 2; 14

ТТ 0,2S

15 % < I <120 %

± 1,1

± 1,3

± 1,2

± 1,4

ТН 0,2

120 % < I <1100 %

± 0,9

± 1

± 1,1

± 1,2

Сч 0,5

1100 % < I <1120 %

± 0,9

± 1

± 1,1

± 1,2

6; 9; 10; 11; 12; 13

ТТ 0,2S

15 % < I <120 %

± 2

± 2,3

± 2,7

± 2,9

ТН 0,5

120 % < I <1100 %

± 1,6

± 1,8

± 2

± 2,2

Сч 1

1100 % < I <1120 %

± 1,6

± 1,8

± 2

± 2,2

7; 8; 15; 16; 17; 18

ТТ 0,5

15 % < I <120 %

± 4,6

± 5,6

± 4,9

± 5,9

ТН 0,5

120 % < I <1100 %

± 2,6

± 3,1

± 2,9

± 3,4

Сч 1

1100 % < I <1120 %

± 2,1

± 2,4

± 2,4

± 2,7

3; 4; 5

ТТ 0,5S

15 % < I <120 %

± 2

± 2,2

± 2,7

± 2,9

ТН 0,5

120 % < I <1100 %

± 1,6

± 1,8

± 2

± 2,2

Сч 1

1100 % < I <1120 %

± 1,6

± 1,8

± 2

± 2,2

Лист № 8

Всего листов 12

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) UHOM; ток (1 + 1,2) Iном, cosф = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

5. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,94,1) UHOM; ток (0,054,2)Iном; 0,5 инд. < ео8ф < 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 55 °С; для сервера от + 10 до + 40 °С; для УСПД от минус 10 до + 50 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков 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 Трансэнерго - филиале ОАО «РЖД» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

• сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации—участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

• в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области определяется проектной документацией на систему.

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.

Трансформатор тока

39

Трансформатор напряжения

36

УСПД RTU-327

1

Счётчик электрической энергии

18

Устройство синхронизации системного времени 35HVS

1

Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «Альфа-Центр»

1

Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 47800-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 15 сентября 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- ЕА02, ЕА05 - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки»

- ЦЭ 6805- по методике поверки ИНЕС.411152.029 И3;

- УСПД «RTU-327» - по методике поверки ДЯИМ.466215.0907 МП;

- ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» - по методике поверки МП 420/446-2007.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - мультиметр «Ресурс-ПЭ».

Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-011, переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами РЧ-011

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области».

Нормативные документы

автоматизированной    информационно-измерительной    коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области

1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «РЖД». Комплексный системный проект. АУВП.411711.161.ТП

4. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области. Методика поверки

5. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской области.

Рекомендации к применению

Развернуть полное описание