Номер в госреестре | 59248-14 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области |
Изготовитель | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Год регистрации | 2014 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя сервер ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», УССВ-16НУБ, УССВ-35НУБ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее
- ПО) «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФ А».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются на сервер сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде XML-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.
Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Для синхронизации часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» используется УССВ-16HVS. Синхронизация УССВ-^HVS и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Для синхронизации сервера ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется УССВ-35HVS. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера.
Часы УСПД RTU-327 синхронизируются с сервером сбора данных ОАО «РЖД» при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с.
Часы счетчиков синхронизируются с часами УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеров УСПД RTU-327 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 используется ПО «Альфа! ЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаТ ЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Таблица 1 — И | дентификационные данные ПО. | ||||
Наименование ПО | Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД» | |||||
«Альфа- ЦЕНТР» | "АльфаЦЕНТР АРМ" | AlphaCenter ClientSetup. exe | 4 | a65bae8d7150931f8 11cfbc6e4c7189d | |
" АльфаТ ЦЕНТР СУБД "Oracle" | AlphaCenter Setup.exe | 9 | bb640e93f359bab15 a02979e24d5ed48 | MD5 | |
"АльфаТ ЦЕНТР Коммуникатор" | ACCommSe tup.exe | 3 | 3ef7fb23cf160f5660 21bf19264ca8d6 | ||
«ЭНЕРГИЯ- АЛЬФА» | ПК "Энергия Альфа 2" | Setup.exe | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef3 04b8ff63121df60 | |
ИВК ООО «РУСЭН | ЕРГОСБЫТ» | ||||
Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.ex e | 3.20.0.0 | 559f01748d4be825c8 cda4c32dc26c56 | ||
ПО «Альфа-ЦЕНТР» | драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | f2958dc53376bc1324 effbc01e4de5cd | MD5 | |
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 4e1d6c29eb14eb6192 d408ea5de3de85 | |||
драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.20.0.0 | 0630461101a0d2c1f5 005c116f6de042 | ||
библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | |||
1.2.0.46 CryptoSendM ail | Программа формирования и отправки криптографически защищенных сообщений | CryptoSendM ail.exe | 1.2.0.46 | f8b11f8c085fb8290b c458f5db5f979a | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики
Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | |||||||
Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | Вид элек-тро-энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
ПС "133 км" | ТПЛ-10 | НАМИ-10-95 | Актив- | |||||
35/10 кВ, | 400/5 | УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | ная | ± 1,2 | ± 5,7 | ||
1 | РУ-10 кВ, | Кл.т.0,5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
1 СШ, ф. 1 | Зав. № 7412 | Кл.т. 0,5 | Зав.№ 1118362 | Реак- | ± 2,5 | ± 3,4 | ||
ПЭ - 10 кВ | Зав.№ 7086 | Зав.№ 990 | тивная | |||||
ПС "133 км" | ТВЛМ-10 | НАМИ-10-95 | Актив- | |||||
35/10 кВ, | 150/5 | УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | ная | ± 1,2 | ± 5,7 | ||
2 | РУ-10 кВ, | Кл.т. 0,5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
1 СШ, ф. 2 | Зав. № 21593 | Кл.т. 0,5 | Зав.№ 1118524 | Реак- | ± 2,5 | ± 3,4 | ||
ПЭ - 10 кВ | Зав.№ 49706 | Зав.№ 990 | тивная | |||||
ПС "133 км" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 3 - 10 кВ | ТЛО-10 100/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | Актив ная | ± 1,0 | ± 2,7 | ||
3 | Кл.т. 0,2S | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 1839 Зав.№ 1781 | Кл.т. 0,5 Зав.№ 987 | Зав.№ 1118190 | Реак тивная | ± 1,8 | ± 3,8 | |||
ПС "133 км" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 4 - 10 кВ | ТЛО-10 150/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | Актив ная | ± 1,0 | ± 2,7 | ||
4 | Кл.т. 0,2S | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-327 Зав. № 000785 № 001527 | ||||
Зав. № 7068 | Кл.т. 0,5 | Зав.№ 1118311 | Реак- | ± 1,8 | ± 3,8 | |||
Зав.№ 7073 | Зав.№ 990 | тивная | ||||||
ПС "133 км" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 5 | ТПЛ-10 | НАМИ-10-95 | Актив- | |||||
50/5 | УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | ная | ± 1,2 | ± 5,7 | |||
5 | Кл.т.0,5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 10006 | Кл.т. 0,5 | Зав.№ 1118480 | Реак- | ± 2,5 | ± 3,4 | |||
Зав.№ 6595 | Зав.№ 990 | тивная | ||||||
ПС "133 км" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 6 - 10 кВ | ТЛО-10 75/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | Актив ная | ± 1,0 | ± 2,7 | ||
6 | Кл.т. 0,2S | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 7060 Зав.№ 7227 | Кл.т. 0,5 Зав.№ 990 | Зав.№ 1118360 | Реак тивная | ± 1,8 | ± 3,8 | |||
ПС "133 км" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 7 - 10 кВ | ТЛО-10 100/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 | Актив ная | ± 1,0 | ± 2,7 | ||
7 | Кл.т. 0,2S | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 1766 Зав.№ 1824 | Кл.т. 0,5 Зав.№ 987 | Зав.№ 1118370 | Реак тивная | ± 1,8 | ± 3,8 | |||
ПС "Заречная" 110/35/10 кВ, РУ-10кВ, 1 СШ, ф. 8 - 10 кВ | ТПЛМ-10 | НАМИ-10-95 | Актив- | |||||
100/5 | УХЛ2 | ЕА 05 КЬ-Р3В-4 | ная | ± 1,2 | ± 5,7 | |||
8 | Кл.т. 0,5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 78391 Зав.№ 78685 | Кл.т. 0,5 Зав.№ 1079 | Зав.№ 1118464 | Реак тивная | ± 2,5 | ± 3,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | ПС "Смышляевка" 110/35/10 кВ КРУН-2-10 кВ, 4 СШ, ф. 7 - 10 кВ | ТЛК-10 150/5 Кл.т.0,58 Зав. № 9414 Зав.№ 9415 | НАМИТ-10-2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 27 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01098574 | RTU-327 Зав. № 000785 № 001527 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,1 ± 4,2 |
10 | ПС "Кряж-тяговая" 35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 2 ПЭ резерв - 10 кВ | ТЛК-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № 9503 Зав.№ 9516 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1884 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01098545 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
11 | ПС "Компрессорная" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, ввод Т1 - 6 кВ | ТПЛ-10 150/5 Кл.т.0,5 Зав. № 3354 Зав.№ 3355 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 914 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 307071907 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
12 | ПС "Подбельская" 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ, ф. 16 - 10 кВ | ТПОЛ-10 800/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 15519 Зав. № 4482 Зав. № 958 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 5201 | ЕА 05 ИЬ-Р1В-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118372 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
13 | ПС "Сызрань-тяговая" 35/10/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ, ВЛ-35 кВ "ТС 1" | ТФН-35 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5462 Зав. № 5475 Зав. № 5463 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1024550 Зав.№ 1024162 Зав.№ 632356 | ЕА 05 ЯАЬ-Р3В- 3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1117401 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
14 | ПС "Сызрань-тяговая" 35/10/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1СШ, ВЛ-35 кВ "ТС 2" | ТФН-35 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5430 Зав. № 5496 Зав. № 5409 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 632432 Зав.№ 632428 Зав.№ 632405 | ЕА 05 ЯАЬ-Р3В- 3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1117419 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
15 | ТПС 35/10 кВ "Томылово", ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ВЛ-35 кВ "Маяк 1" | STSM-38 300/1 Кл.т. 0,2S Зав. № 09/47064 Зав. № 09/47066/1 Зав. № 09/47065 | NTSM-38 35000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 08/10818 Зав. № 08/10954 Зав. № 08/10962 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1142861 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 | |
16 | ТПС 35/10 кВ "Томылово", ОРУ-35 кВ, 2 СШ, ВЛ-35 кВ "Маяк 2" | STSM-38 300/1 Кл.т. 0,2S Зав. № 09/47067 Зав. № 09/47068 Зав. № 09/47069 | NTSM-38 35000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 08/10965 Зав. № 08/10981 Зав. № 08/10985 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1186498 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 | |
17 | ТПС 110/35/10 кВ "Мыльная", ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, яч. 18, ф. 4 - 10 кВ | ТЛО-10 100/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 1930 Зав. № 1936 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1107 | ЕА 05 RL-Р1В-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118432 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ТПС 110/35/10 кВ "Мыльная", ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, ф. 5 - 10 кВ | ТЛО-10 100/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 1763 Зав. № 5758 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1107 | ЕА 05 RL-РШ-З Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118429 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
19 | ТПС 110/35/10 кВ "Звезда", ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ВЛ-35 кВ "Купино 1" | ТВ-35 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 244А Зав. № 244В Зав. № 244С | ЗНОМ-35-65 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1169212 Зав.№ 1168793 Зав.№ 1168988 | ЕА 05 RL-РШ^ Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118519 | RTU-327 Зав. № 000785 № 001527 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 |
20 | ТПС 110/35/10 кВ "Звезда", ОРУ-35 кВ, 2 СШ, ВЛ-35 кВ "Купино 2" | ТВ-35 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 247А Зав. № 247В Зав. № 247С | ЗНОМ-35-65 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1127212 Зав.№ 1164537 Зав.№ 1126794 | ЕА 05 RL-РШ^ Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1138242 | Активная Реактив ная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,7 ± 3,4 | |
21 | ПС "Похвистнево" 110/35/10 кВ, РУ 10 кВ, 2СШ, яч. 2, ф. Город 4 - 10 кВ | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 9317 Зав. № 9362 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 504 | ЕА 05 RL-РШ^ Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118403 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 | |
22 | ПС "Похвистнево" 110/35/10 кВ, РУ 10 кВ, 2СШ, яч. 18, ф. Город 5 - 10 кВ | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 341 Зав. № 330 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 504 | ЕА 05 RL-РШ^ Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1118578 | Активная Реактив ная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,7 ± 3,8 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) ин; ток (от 1,0 до 1,2) 1н; cosj = 0,87 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2)1н1; коэффициент мощности от cos9 (sin9) 0,5 до
1,0(от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (от 0,01 до 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sin9) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для ЕвроАЛЬФА от минус 40°С до
70°С;
- температура окружающего воздуха для счётчиков Альфа А1800 от минус
40°С до 65°С;
- температура окружающего воздуха для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05 от минус
40°С до 60°С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30°С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 час;
- УССВ-16НУ8 - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- УССВ-35НУБ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента | Тит компонента | № Г осреестра | Количество |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 |
Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 2 |
Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 25433-07 | 16 |
Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 1261-08 | 3 |
Трансформаторы тока | ТЛК-10 | 9143-06 | 4 |
Трансформаторы тока | ТФН-35 | 664-51 | 6 |
Трансформаторы тока | STSM-38 | 37491-08 | 6 |
Трансформаторы тока | ТВ-35 | 19720-00 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 5 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 1 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 16687-02 | 1 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-07 | 12 |
Трансформаторы напряжения | NTSM-38 | 37493-08 | 6 |
Наименование компонента | Тит компонента | № Г осреестра | Количество |
1 | 2 | 3 | 4 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 16666-97 | 15 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-06 | 2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 36355-07 | 1 |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 | RTU-327 | 41907-09 | 3 |
Методика поверки | — | — | 1 |
Формуляр | — | — | 1 |
Руководство по эксплуатации | — | — | 1 |
осуществляется по документу МП 59248-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 1666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр № 36355-07) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.033.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
- при осуществлении торговли.