Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области
- ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
-
Скачать
62354-15: Описание типа СИСкачать121.1 Кб
- 23.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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.
Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-327, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются следующие задачи:
- коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала времени;
- измерение средней мощности на заданных интервалах времени;
- мониторинг 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).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз 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 электроэнергии мгновенные значения силы электрического тока и напряжения преобразуются в цифровой код, с использованием которого 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 код с выходов счетчиков электроэнергии при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени с национальной шкалой координированного времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (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 ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающее в себя модуль «Энергия-Альфа 2». С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». С помощью ПО «АльфаТ ЦЕНТР» 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 метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 1-4.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | [ДНТР АРМ» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаТ ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
| Другие идентификационные данные, если имеются | А льфаТ ЦЕНТР АРМ |
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | (ЕНТР СУБД «ORACLE» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦ ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 9 |
| Цифровой идентификатор ПО | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE» |
| Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | ЕНТР Коммуникатор» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦ ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | АльфаЦ ЦЕНТР Коммуникатор |
| Таблица 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 «АльфаЦ ЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 5.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 6, 7.
Таблица 5 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование объекта | ха] | Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ, рактеристики, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП Безенчук Ввод 0,4 кВ ТП 103 | ТТИ-А Ктт=50/5 КТ 0,5 № 28139-07 | - | ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07 | УСПД RTU-327 № 41907-09 в реестре СИ |
| 2 | ТП Безенчук Ф 1 Купино-1 35 кВ | SТSM 38 Ктт=200/1 КТ 0,5 № 37491-08 | НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09 | EA02RALX-P3B-4 КТ 0,2S/0,5 № 16666-97 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ТП Безенчук Ф 2 Купино-2 35 кВ | SТSM 38 Ктт=200/1 КТ 0,5 № 37491-08 | НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 № 19813-09 | EA02RALX-P3B-4 КТ 0,2S/0,5 № 16666-97 | |
| 4 | ТП Безенчук Ф 1 Западная 35 кВ | SТSM 38 Ктт=300/1 КТ 0,5 № 37491-08 | НАМИ-35 УХЛ 1 Ктн=35000/100 № 19813-09 | EA02RALX-P3B-4 КТ 0,2S/0,5 № 16666-97 | |
| 5 | ТП Безенчук Ф 2 Западная 35 кВ | SТSM 38 Ктт=150/1 КТ 0,5 № 37491-08 | НАМИ-35 УХЛ 1 Ктн=35000/100 № 19813-09 | EA02RALX-P3B-4 КТ 0,2S/0,5 № 16666-97 | |
| 6 | ТП Жигули Ввод 1 0,4 кВ ЭКЗА | Т-0,66У3 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
| 7 | ТП Жигули Ввод 2 0,4 кВ ЭКЗА | ТНШ-0,66 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 1007-56 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
| 8 | ТП Жихаревка Фидер 6 с/х | ТЛО-10 Ктт=50/5 КТ 0,2S № 25433-03 | 3НОЛ.06-10УЗ Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 | |
| 9 | ТП Рачейка Фидер 7 с/х | ТЛО-10 Ктт=100/5 КТ 0,2S № 25433-03 | 3НОЛ.06-10УЗ Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 | |
| 10 | ТП Кинель Г оловная Ввод 1 КРУН 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02 | EA05RАL-P3B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 11 | ТП Кинель Г оловная Ввод 2 КРУН 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02 | EA05RАL-P3B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 12 | ТП Кинель Г оловная Ф 1 «ЗАО ССК» | ТЛК-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 9143-83 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 | |
| 13 | ТП Кинель Г оловная Ф 2 «ЗАО ССК» | ТПФМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 814-53 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 | |
| 14 | ТП Кинель Г оловная Ф 7 «ЗАО ССК» | ТПФМ-10 Ктт=75/5 КТ 0,5 № 814-53 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | ТП Кинель Г оловная Ф 22 «ЗАО ССК» | ТПЛ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 1276-59 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 № 27524-04 | |
| 16 | ТП Кинель Головная Ф 30 ЧЛ Ходячева | ТПЛ-10 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 1276-59 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 17 | ТП Кинель Г оловная Ф 31 ЗАО «Саморим ПФ» | ТПК-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 8914-82 | НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 159-49 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 18 | ТП Кинель Г оловная Ф 27 ИП Каспаров | ТПЛ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 16687-02 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 19 | ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ наружное освещение | ТТИ-30 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
| 20 | ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ отцепочный ремонт | Т-0,66У3 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
| 21 | ТП Кинель Г оловная Фидер 0,4 кВ котельная | ТТИ-30 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1 № 27779-04 | |
| 22 | ТП Кинель Г оловная Ф 14 КРУН ТП-8 6 кВ | ТЛМ-10-2 Ктт=200/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 16687-02 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 23 | ТП Кинель Г оловная Ф 5 КРУН ТП-8 6 кВ | ТПЛ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 16687-02 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 24 | ТП Кротовка Фидер переезд 1175 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07 | |
| 25 | ТП Кротовка Фидер КТП скважина | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07 | |
| 26 | ТП Кротовка Фидер КТП отстой паровозов | Т-0,66У3 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | ПСЧ-3ТМ.05М.01 КТ 1/2 № 36354-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 27 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 12 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 28 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 16 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 29 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф44 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 30 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 62 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 31 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 19 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=1000/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 32 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 23 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 33 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 45 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 34 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 49 6 кВ | ТЛМ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 № 2611-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 № 36697-08 | |
| 35 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 2ПЭ 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=400/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ 0,2 № 11094-87 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 36 | ТП Кинель Локомотивное депо Ф 68 10 кВ | ТЛМ-10 Ктт=100/5 КТ 0,5 № 2473-69 | НАМИ-10-95УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-00 | EA05RL-P1B-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 | |
| 37 | ТП Подбельская КТП МУП ЖКХ Подбельская | Т-0,66У3 Ктт=150/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | СЭТ.4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 № 27524-04 | |
| 38 | ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ шпалоремонт | Т-0,66У3 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | А1805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 39 | ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ ПМС 145 | Т-0,66У3 Ктт=300/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | M805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06 | |
| 40 | ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ котельная | Т-0,66У3 Ктт=75/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | ЦЭ6803В КТ 2 № 12673-97 | |
| 41 | ТП Похвистнево Фидер 0,4 кВ водокачка | Т-0,66У3 Ктт=50/5 КТ 0,5 № 6891-85 | - | M805RL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 № 31857-06 |
Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Г раницы допускаемой относительной погрешности ИК | ||||
| при доверительной вероятности 0,95 | ||||
| Номер ИК | cos9 | при измерении активной электриче в рабочих условиях эксплуатации АИ | ской энергии ИС КУЭ (5), % | |
| 55(10) % | 520 % | 5100 % | ||
| I5(10) %<I изм<1 20 % | I20 %<1изм<1ю0% | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 26 | 1,0 | ±3,4 | ±3,1 | ±3,0 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,3 |
| Сч. 1) | 0,5 | ±5,5 | ±4,3 | ±3,8 |
| 2-5 | 1,0 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,8 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,4 |
| Сч. 0,2S) | 0,5 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,3 |
| 6, 7, 19-21 | 1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| 8, 9 | 1,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; | 0,8 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,9 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±2,6 | ±2,4 | ±2,4 |
| 10, 11, 16-18, 23, 23, 36 | 1,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,8 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,1 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±4,9 | ±3,5 | ±2,9 |
| 12-15, 29-34 | 1,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,8 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,1 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±5,8 | ±3,5 | ±2,9 |
| 24, 25 (Сч. 1) | 1,0 | ±3,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,8 | Не норм. | ±3,1 | ±3,1 | |
| 0,5 | Не норм. | ±3,4 | ±3,4 | |
| 27, 28 | 1,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,6 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; | 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 35 | 1,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,6 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; | 0,8 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,0 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±4,8 | ±3,3 | ±2,7 |
| 37 | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 |
| Сч. 0,2S) | 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 |
| 38, 39, 41 | 1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | ±2,8 | ±2,2 | ±1,9 |
| Сч. 0,5S) | 0,5 | ±4,8 | ±3,3 | ±2,7 |
| 40 | 1,0 | ±6,2 | ±6,1 | ±6,1 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | Не норм. | Не норм. | Не норм. |
| Сч. 2) | 0,5 | Не норм. | ±8,3 | ±8,1 |
Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИК | cos9 | Г раницы допускаемой относительной при доверительной вероятное при измерении активной электриче в рабочих условиях эксплуатации АИ | погрешности ИК ;ти 0,95 ской энергии ИС КУЭ (5), % | |
| 55(10) % | 520 % | 5100 % | ||
| I5(10) %<I изм<1 20 % | I20 %<1изм<1ю0% | I100 %<1изм<1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 26 (ТТ 0,5; Сч. 2) | 0,866 | ±6,3 | ±6,0 | ±5,9 |
| 0,6 | ±7,3 | ±6,7 | ±6,5 | |
| 2-5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,5) | 0,866 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,5 |
| 0,6 | ±4,6 | ±2,6 | ±2,0 | |
| 6, 7, 19-21 (ТТ 0,5; Сч. 1,0) | 0,866 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,5 |
| 0,6 | ±5,7 | ±4,2 | ±3,9 | |
| 8, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0) | 0,866 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,5 |
| 0,6 | ±4,0 | ±3,8 | ±3,8 | |
| 10, 11, 16-18, 23, 23, 36 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0) | 0,866 | ±3,8 | ±2,6 | ±2,4 |
| 0,6 | ±5,5 | ±3,3 | ±2,8 | |
| 12-15, 29-34 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0) | 0,866 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,6 |
| 0,6 | ±5,8 | ±4,3 | ±4,0 | |
| 24, 25 (Сч. 1,0) | 0,866 | ±5,9 | ±5,9 | ±5,9 |
| 0,6 | Не норм. | ±6,4 | ±6,4 | |
| 27, 28 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 2,0) | 0,866 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,6 | ±5,7 | ±4,2 | ±3,9 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 35 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч. 1,0) | 0,866 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,3 |
| 0,6 | ±5,4 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 37 (ТТ 0,5; Сч. 0,5) | 0,866 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,6 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,3 | |
| 38, 39, 41 (ТТ 0,5; Сч. 1,0) | 0,866 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,3 |
| 0,6 | ±5,4 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 40 (ТТ 0,5; Сч. 2) | 0,866 | Не норм. | Не норм. | Не норм. |
| 0,6 | Не норм. | Не норм. | Не норм. |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения (0,98 - 1,02) ином, где ином - номинальное значение напряжения;
б) диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, где 1ном - номинальное значение тока;
в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
а) ТТ: от минус 40 до 50 °С;
б) счетчиков: от 21 до 25 °С;
в) ИВК: от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения: (0,9 - 1,1) ином;
б) диапазон силы тока: (0,01 - 1,2) 1ном;
в) частота (50,0 ± 0,5) Г ц;
г) коэффициент мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);
- температура окружающего воздуха:
а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,
б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,
в) для ИВК: от 15 до 40 °С;
- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;
- магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 8.
| Наименование | Обозначение (тип) | Кол-во шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 3 |
| Трансформаторы тока | SТSM 38 | 12 |
| Трансформаторы тока | Т-066У3 | 24 |
| Трансформаторы тока | ТНШ-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 26 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТИ-30 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | 3НОЛ.06-10УЗ | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ПСЧ-3ТМ.05М.01 | 4 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05.04 | 5 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | EA02RALX-P3B-4 | 4 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | EA05RL-P1B-3 | 7 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | EA05RАL-P3B-3 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1805RL-P4GB-DW-4 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 14 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ.4ТМ.03 | 1 |
| Счетчики электрической энергии | ЦЭ6803В | 1 |
| У стройство синхронизации системного времени | 35LVS (35HVS) | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 3 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 |
| Методика поверки | 1 | |
| Паспорт-формуляр | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62354-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 октября 2015 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской 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.