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

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 5055 от 27.09.11 п.08
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43940
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 Ульяновской 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 Ульяновской 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 (40 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 15 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.

П огрешность 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 Ульяновской 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 15

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 Ульяновской 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 Безводовка Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 600/5; Кл. т. 0,2S

Зав. № 9384; ; 5741

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 6881; 7396; 6875

EA05RL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137810

Aктивная

Реактивная

2

ТП Должниково Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 1713; ; 5814

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 5811; 4995; 4994

EA05RAL Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137475

Aктивная

Реактивная

3

ТП Должниково Секция 2, Фидер ВВ 2 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 5797; ; 5780

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4996; 4989; 4970

EA05RAL Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137488

Aктивная

Реактивная

4

ТП Инза КРУН 10кВ, Секция 2, Фидер 12 «МП ЖКХ» 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 300/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 7168; ; 7174

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142055

Aктивная

Реактивная

5

ТП Инза Секция 2, Фидер 6 «МП ЖКХ» 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 200/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 11121; ; 11117

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137968

Aктивная

Реактивная

Лист № 4

Всего листов 15

1

2

3

4

5

7

6

ТП Инза Секция 1, Фидер 7 «МП ЖКХ» 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 300/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 7170; ; 7177

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138271

Активная

Реактивная

7

ТП Инза Секция 1, Фидер 8 «СХ» 10кВ ОАО «Пензаэнерго»

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 100/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 1699; ; 1765

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138033

Активная

Реактивная

8

ТП Инза Секция 1, Фидер 9 «СХ» 10кВ ОАО «Пензаэнерго»

ТВК-10

Реестр № 8913-82 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 00151; ; 17551

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137722

Активная

Реактивная

9

ТП Инза Секция 1, Фидер 10 «МП ЖКХ» 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 200/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 4018; ; 4019

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137535

Активная

Реактивная

10

ТП Инза Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 5798; ; 5799

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RAL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137481

Активная

Реактивная

11

ТП Инза Секция 2, Фидер ВВ 2 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 5781; ; 5782

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 5782

EA05RAL

Реестр № 16666-97

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137734

Активная

Реактивная

12

ТП Инза

ОРУ 110кВ ВЛ 110кВ «Инза-Г лотовка»

ТФЗМ-110Б Реестр № 24811-03 400/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 19580; 19581; 19611

НКФ-110

Реестр № 26452-06 (110000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 106140; ; 106141

СЭТ-4ТМ.02.2 Реестр № 20175-01

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 09043121

Активная

Реактивная

Лист № 5

Всего листов 15

1

2

3

4

5

7

13

ТП Инза Секция 1, Фидер КВ 1 10кВ

ТПОЛ-10

Реестр № 1261-08 1000/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 14480; 39955;

14475

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137554

Активная

Реактивная

14

ТП Инза Секция 2, Фидер КВ 2 10кВ

ТПОЛ-10

Реестр № 1261-08 800/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 6967; 1968; 8218

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1142236

Активная

Реактивная

15

ТП Инза КРУН 10кВ, Секция 2, Фидер 4 «ДЦ» 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 50/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 62004; ; 19121

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137980

Активная

Реактивная

16

ТП Инза КРУН 10кВ, Секция 2, Фидер 5 «ПЭ» 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 75/5; Кл. т. 0,2S

Зав. № 1322; ; 7331

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138074

Активная

Реактивная

17

ТП Инза КРУН 10кВ, Секция 2, Фидер 13 «ЖД» 10кВ

ТПЛМ-10 Реестр № 2363-68 150/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 36972; ; 7359

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137849

Активная

Реактивная

18

ТП Инза Секция 1, Фидер ПЭ 1 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 150/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 11147; ; 5797

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137639

Активная

Реактивная

19

ТП Инза Секция 2, Фидер ПЭ 2 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 50/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 554; ; 568

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138015

Активная

Реактивная

Лист № 6

Всего листов 15

1

2

3

4

5

7

20

ТП Инза Секция 1, Фидер ПЭ 3 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 75/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 48752; ; 47363

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138021

Aктивная

Реактивная

21

ТП Инза Секция 1, Фидер ТСН 1 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 50/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 551; ; 575

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138267

Aктивная

Реактивная

22

ТП Инза Секция 2, Фидер ТСН 2 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 75/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 7326; ; 7468

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 3093; 4426; 3672

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137719

Aктивная

Реактивная

23

ТП Инза Секция 1, Фидер «ДЦ» 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 5/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 008117; ; 008118

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4924; 4922; 4953

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137600

Aктивная

Реактивная

24

ТП Инза Секция 1, Фидер 11 «МП ЖКХ» 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 200/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 40816; ; 40615

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/^3)/(100/^3)

Кл. т. 0,5;Зав. № 4924; 4922;

4953

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1098543

Aктивная

Реактивная

25

ТП Канадей Секция 1, Фидер 3 сх «Канадейский» 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 75/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 21467; ; 28738

НАМИ-10-95 УХЛ2 Реестр № 20186-05 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 05

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137609

Aктивная

Реактивная

26

ТП Канадей Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 600/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 8214; ; 4209

НАМИ-10-95 УХЛ2 Реестр № 20186-05 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 05

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1141969

Aктивная

Реактивная

Лист № 7

Всего листов 15

1

2

3

4

5

7

27

ТП Канадей Секция 2, Фидер 6 село «Канадей» 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 150/5; Кл. т. 0,5

Зав. № 9695; ; 9602

НАМИТ-10-2 Реестр № 16687-07 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 0636

ЕЛ05И1.

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138069

Активная

Реактивная

28

ТП Ключики Секция 1, Фидер «Головино» 35кВ

ТФНД-35М Реестр № 3691-73 150/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 6708; ; 15152

3НОМ-35-65

Реестр № 912-65 (35000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 1353984; 1353898;

1353958

ЕА05RАL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1146646

Активная

Реактивная

29

ТП Ночка

ОРУ 110кВ ВВ 2 110кВ

ТГФМ-110.П*У1

Реестр № 36672-08 150/1; Кл. т. 0,2S Зав. № 2966; 2967; 2963

НАМИ-110 УХЛ1

Реестр № 24218-08 (110000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,2 Зав. № 1411; 1425; 1355

A1802 RALXQ Реестр № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1182129

Активная

Реактивная

30

ТП Ночка

ОРУ 110кВ ВВ 1 110кВ

ТГФМ-110.П*У1

Реестр № 36672-08 150/1; Кл. т. 0,2S Зав. № 2962; 2953; 2968

НАМИ-110 УХЛ1

Реестр № 24218-08 (110000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,2 Зав. № 1372; 1379; 1499

A1802 RALXQ Реестр № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1183346

Активная

Реактивная

31

ТП Ночка Секция 2, Фидер ПЭ 2 10кВ

ТЛО-10 Реестр № 25433-07 150/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 8275; ; 8276

ЗНОЛ.06-10У3

Реестр № 42661-09 (10000/V3)/(100/V3); Кл. т. 0,5 Зав. № 4992; 5801; 4925

ЕА05К1.

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138012

Активная

Реактивная

32

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер КВ 1 10кВ

ТПОЛ-10

Реестр № 1261-08 600/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 7558; 7618; 7589

НАМИ-10 Реестр № 20186-05 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 66

ЕА051<Е

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138039

Активная

Реактивная

33

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер ВВ 1 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 1000/5; Кл. т. 0,2S Зав. № 5788; ; 5566

НАМИ-10 Реестр № 20186-05 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 66

ЕА05RАL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137458

Активная

Реактивная

Лист № 8

Всего листов 15

окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

7

34

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер КВ 3 10кВ

ТОЛ-10УХЛ2-1 Реестр № 15128-07 800/5; Кл. т. 0,5S Зав. № 40708; 40711; 40709

НАМИ-10

Реестр № 20186-05 10000/100;Кл. т. 0,5

Зав. № 66

СЭТ-4ТМ.02.2

Реестр № 20175-01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 8049221

Активная

Реактивная

35

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер ПЭ2 10кВ

ТПК-10УЗ

Реестр № 22944-07 50/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 00164; ; 00166

НАМИ-10

Реестр № 20186-05 10000/100;Кл. т. 0,5

Зав. № 66

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138206

Активная

Реактивная

36

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер ПЭ3 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 100/5; Кл. т. 0,2S

Зав. № 8100; ; 8057

НАМИ-10

Реестр № 20186-05 10000/100;Кл. т. 0,5

Зав. № 66

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137899

Активная

Реактивная

37

ТП Патрикеево Секция 2, Фидер СЦБ 2 10кВ

ТПЛ-10

Реестр № 29390-05 30/5; Кл. т. 0,5

Зав. № 4126; ; 3578

НТМИ-10-66

Реестр № 831-69 10000/100;Кл. т. 0,5 Зав. № 1019

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137645

Активная

Реактивная

38

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер ТСН 1 10кВ

ТПЛ-10 Реестр № 29390-05 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 2114; ; 1657

НАМИ-10 Реестр № 20186-05 10000/100;Кл. т. 0,5 Зав. № 66

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138188

Активная

Реактивная

39

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер 6 «КЭЧ» 10кВ

ТПЛ-10 Реестр № 29390-05 100/5; Кл. т. 0,5 Зав. № 69063; ; 10031

НАМИ-10 Реестр № 20186-05 10000/100;Кл. т. 0,5 Зав. № 66

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1138052

Активная

Реактивная

40

ТП Патрикеево Секция 1, Фидер 8 «СХ» 10кВ

ТЛО-10

Реестр № 25433-07 100/5; Кл. т. 0,2S

Зав. № 8113; ; 8062

НАМИ-10 Реестр № 20186-05 10000/100; Кл. т. 0,5 Зав. № 66

EA05RL

Реестр № 16666-97 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 1137761

Активная

Реактивная

Лист № 9

Всего листов 15

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; 3; 4; 5; 6; 7; 9; 10; 11; 16; 18; 19; 21; 22; 26; 31; 33;

36; 40

ТТ 0,2S

11(2) % < I <15 %

± 1,7

± 1,6

± 1,5

-

-

-

ТН 0,5

15 % < I <120 %

± 1,2

± 1,1

± 0,9

± 1,7

± 1,6

± 1,5

Сч 0,5S

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

29; 30

ТТ 0,2S

11(2) % < I <15 %

± 1,3

± 1,2

± 1

-

-

-

ТН 0,2

15 % < I <120 %

± 0,8

± 0,7

± 0,6

± 1

± 0,9

± 0,8

Сч 0,2S

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

8; 12; 13; 14; 15; 17;

20; 23; 24; 25; 27;

28; 32; 35; 37; 38;

39

ТТ 0,5

11(2) % < I <15 %

-

-

-

-

-

-

ТН 0,5

15 % < I <120 %

± 2,9

± 2,5

± 1,8

± 3,2

± 2,8

± 2,2

Сч 0,5S

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

34

ТТ 0,5S

11(2) % < I <15 %

± 2,1

± 2,1

± 2,1

-

-

-

ТН 0,5

15 % < I <120 %

± 1,4

± 1,3

± 1,2

± 1,8

± 1,8

± 1,7

Сч 0,5S

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 № 10

Всего листов 15

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; 3; 4; 5; 6; 7; 9; 10; 11; 16; 18; 19; 21; 22; 26; 31; 33; 36;

40

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

29; 30

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

8; 12; 13; 14; 15; 17; 20; 23;

24; 25; 27; 28; 32; 35; 37; 38;

39

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

34

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 № 11

Всего листов 15

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 Ульяновской области.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской 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

87

Трансформатор напряжения

40

УСПД RTU-327

1

Счётчик электрической энергии

40

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 47801-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 14 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;

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

- А1802- по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки;

- СЭТ-4ТМ.02 по методике поверки ИЛГШ.411152.87 РЭ1;

- 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 Ульяновской области».

Нормативные документы

автоматизированной    информационно-измерительной коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской 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 Ульяновской области. Методика поверки

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание