| Номер в госреестре | 62559-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области |
| Изготовитель | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ, и содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в себя модуль "Энергия-Альфа 2". С помощью ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "АльфаЦЕНТР", включающее в себя модули "АльфаЦЕНТР АРМ", "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE",
"АльфаЦЕНТРКоммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР АРМ" |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 9 |
| Цифровой идентификатор ПО | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE" |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР Коммуникатор"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО ПК "Энергия-Альфа 2"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.3.17 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ПК "Энергия-Альфа 2" |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики и состав измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| № ИК | Наименование объекта | Состав АИИ | С КУЭ | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ЭЧ-14, Мангут ТСН-1 | Т-0,66 Кл.тС^ Ктт = 1000/5 Зав. № 181011; 181015; 181012 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RAL-B-4 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1151847 Госреестр № 16666-97 | |
| 2 | ЭЧ-14, Мангут ТСН-2 | Т-0,66 Кл.тС^ Ктт = 1000/5 Зав. № 181014; 175751; 175752 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RAL-B-4 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1151766 Госреестр № 16666-97 | |
| 3 | ЭЧ-14, Мангут ф. 210кВ Котельная | ТЛО-10-УЗ Кл.тС^ Ктт = 100/5 Зав. № 9278; 9275 Госреестр № 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1347 Госреестр № 20186-05 | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1031604 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 Зав. № |
| 4 | ЭЧ-14, Мангут ТСЦБ | Т-0,66 Кл.тС^ Ктт = 150/5 Зав. № 178873; 178871; 178870 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1031622 Госреестр № 16666-97 | 001537 Госреестр № 41907-09 |
| 5 | ЭЧ-14, Мангут ТВ-1 | ТЛМ-10 У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 4307; 4427 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1347 Госреестр № 20186-05 | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1032734 Госреестр № 16666-97 | |
| 6 | ЭЧ-14, Мангут ТВ-2 | ТЛМ-10 У3 Кл.т0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2988; 2914 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1335 Госреестр № 20186-05 | EA05RAL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1131273 Госреестр № 16666-97 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ЭЧ-14, 2529 км ТСН-2 | Т-0,66 Кл.т0,5Б Ктт = 1000/5 Зав. № 181031; 181034; 181033 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-4 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1117566 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 Зав. № 001537 Госреестр № 41907-09 |
| 8 | ЭЧ-14, 2529 км ТСН-1 | Т-0,66 Кл.т0,5Б Ктт = 1000/5 Зав. № 180999; 181000; 181001 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RAL-B-4 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1151963 Госреестр № 16666-97 | |
| 9 | ЭЧ-14, 2529 км ТВ-1 | ТЛМ-10-1 У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 5622; 5621 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1351 Госреестр № 20186-05 | EA05RL-P1-B-3 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1137960 Госреестр № 16666-97 | |
| 10 | ЭЧ-14, 2529 км ТВ-2 | ТЛМ-10-1 У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 4899; 5618 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1344 Госреестр № 20186-05 | EA05RL-B-3 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1032838 Госреестр № 16666-97 | |
| 11 | ЭЧ-14, 2529 км ТСЦБ | Т-0,66 Кл.т0,5Б Ктт = 150/5 Зав. № 178872; 178866; 178868 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-3 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1036229 Госреестр № 16666-97 | |
| 12 | ЭЧ-14, 2546 км ТСН-2 | Т-0,66 Кл.т0,5Б Ктт = 1000/5 Зав. № 181035; 181010; 181032 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-4 Кл.т0,5Б/1,0 Зав. № 1105389 Госреестр № 16666-97 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ЭЧ-14, 2546 км ТСН-1 | Т-0,66 Кл.тС^ Ктт = 1000/5 Зав. № 181013; 176662; 181018 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-4 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1117580 Госреестр № 16666-97 | |
| 14 | ЭЧ-14, 2546 км ТВ-3 | ТЛМ-10-1У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 266; 5303 Госреестр № 2473-00 | - | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1031617 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 Зав. № |
| 15 | ЭЧ-14, 2546 км ТВ-2 | ТЛМ-10-1У3 Кл.т0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 9206; 5287 Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1327 Госреестр № 20186-05 | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1046760 Госреестр № 16666-97 | 001537 Госреестр № 41907-09 |
| 16 | ЭЧ-14, 2546 км ТСЦБ | Т-0,66 Кл.тС^ Ктт = 150/5 Зав. № 178869; 178865; 178867 Госреестр № 15764-96 | - | EA05RL-B-3 Кл.т0^/1,0 Зав. № 1031697 Госреестр № 16666-97 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при | |||||
| измерении активной электрической энергии в рабочих условиях | |||||
| Номер ИК | cos9 | эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 5 ют/с» | 55 %, | 520 %■, | 5100 %, | ||
| I1(2)% £ 1изм<1 5 % | I5 %£1изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 2, 4, 7, 8, 11, 12, 13, 16 | 1,0 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| (ТТ 0,5S; ТН- ; Сч. 0,5S) | 0,87 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±4,9 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 3 | 1,0 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,6 | |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5S) | 0,87 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 5, 6, 9, 10, 15 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,5S) | 0,87 | - | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| 14 | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,6 | |
| (ТТ 0,5; ТН - ; Сч. 0,5S) | 0,87 | - | ±2,7 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при | |||||
| измерении реактивной электрической энергии в рабочих | |||||
| Номер ИК | cos9 | условиях эксплуатации АИИС КУЭ | (5), % | ||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| 11(2)% £ 1изм< I 5 % | I5 %£1изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 2, 4, 7, 8, 11, 12, 13, 16 | 0,87 | ±7,0 | ±4,7 | ±2,6 | ±2,4 |
| (ТТ 0,5S; ТН- ; Сч. 1,0) | 0,8 | ±5,8 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,2 |
| 0,5 | ±4,1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,8 | |
| 3 | 0,87 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0) | 0,8 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,5 | ±3,8 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 | |
| 5, 6, 9, 10, 15 | 0,87 | - | ±6,2 | ±3,5 | ±2,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0) | 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,5 | - | ±3,4 | ±2,2 | ±2,0 | |
| 14 | 0,87 | - | ±2,7 | ±1,8 | ±1,6 |
| (ТТ 0,5; ТН - ; Сч. 1,0) | 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, при доверительной вероятности Р=0,95 и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98ином до 1,02ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для электросчетчиков:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °C;
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9ин2 до 1,1ин2;
- отла тока от 0,01 1ном до 1,21ном; коэффициент мощности cosj (sinj) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО «РЖД» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии «ЕвроАЛЬФА» - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 1 час;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы временив:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;
- УСПД - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение (Тип) | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 27 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10-УЗ | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10-1У3 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 5 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 16 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 | |
| Методика поверки | РТ-МП-2619-500-2015 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 71653579.411711.013.ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-2619-500-2015"ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии многофункциональных типа ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА), утвержденной ГЦИ СИ ГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева в феврале 1998 года;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1859/500-01.00229-2015 от 13.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Омской области
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
