Номер в госреестре | 63845-16 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Карелия |
Изготовитель | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Год регистрации | 2016 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Карелия(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР»;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе «АльфаЦЕНТР», 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).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.
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 в Центр сбора данных
ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Сервер 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 оснащена системой 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. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16НУ8, УССВ - 35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). В состав СОЕВ входят часы УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-^HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
±5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, 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 «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.
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 «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | АльфаТ ЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются | ac_metrology.dll |
Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Другие идентификационные данные, если имеются | enalpha.exe |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Другие идентификационные данные, если имеются | enalpha.exe |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВКЭ ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | АльфаТ ЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются | ac_metrology.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
характеристики
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические
№ ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | Основная погрешн ость, (±5) % | Погрешно сть в рабочих условиях, (±5) % | |||
1 | ПС-12 "Беломорск" 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Л-159 | ТФМ-110- 11У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3482 Зав. № 3483 Зав. № 3479 | НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Зав. № 21021 Зав. № 20763 Зав. № 20759 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 6362247 | RTU-327 Зав. № 000784 | Активная Реактив ная | 1,2 2,5 | 5,7 3,5 |
2 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10 кВ Фидер Л-47-01 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2 200/5 Зав. № 10166 Зав. № 13034 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100/ Зав. № 1187 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1130287 | Активная Реактив ная | 1,0 1,8 | 2,9 2,8 | |
3 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10 кВ Фидер Л-47-02 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2 200/5 Зав. № 13030 Зав. № 13039 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100 Зав. № 1273 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1130307 | Активная Реактив ная | 1,0 1,8 | 2,9 2,8 | |
4 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10 кВ Фидер Л-47-03 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2 200/5 Зав. № 13036 Зав. № 13029 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100/ Зав. № 1187 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1130067 | Активная Реактив ная | 1,0 1,8 | 2,9 2,8 | |
5 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10 кВ Фидер Л-47-04 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2 100/5 Зав. № 11128 Зав. № 11131 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100 Зав. № 1273 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1130089 | Активная Реактив ная | 1,0 1,8 | 2,9 2,8 | |
6 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10 кВ Фидер Л-47-05 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2 100/5 Зав. № 11137 Зав. № 11129 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100/ Зав. № 1187 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1130130 | Активная Реактив ная | 1,0 1,8 | 2,9 2,8 |
Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | |||||||
№ ИК | Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | Вид электро энергии | Основная погрешн ость, (±5) % | Погрешно сть в рабочих условиях, (±5) % |
ТБМО-110 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Зав. № 902 Зав. № 896 Зав. № 899 | |||||||
7 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-198 | УХЛ1 Кл.т. 0,2 600/1 Зав. № 3356 Зав. № 3354 | EA02RALX-P3B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 1150261 | Активная Реактив ная | 0,5 1,1 | 2,2 1,6 | ||
Зав. № 3357 | ||||||||
ТБМО-110 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Зав. № 888 Зав. № 845 Зав. № 872 | |||||||
8 | ПС-47 "Лоухи-тяговая" 110/27,5/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-199 | УХЛ1 Кл.т. 0,2 600/1 Зав. № 3420 Зав. № 3367 | EA02RALX-P3B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 1150258 | Активная Реактив ная | 0,5 1,1 | 2,2 1,6 | ||
Зав. № 3363 | ||||||||
9 | ПС-48 "Энгозеро-тяга" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10кВ Фидер Л-48-11 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 11141 Зав. № 11139 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | Активная | 0,8 | 2,2 | |
10000/ 100/ Зав. № 1276 | Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 1241511 | 00 7 0 0 0 % | Реактив ная | 1,5 | 2,1 | |||
10 | ПС-49 "Кузема-тяга" 110/27,5/10 кВ, | ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/ 100/ Зав. № 1301 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1 | Активная Реактив ная | 1,0 | 2,8 | |
ВЛ-10кВ Фидер Л-49-10 | Зав. № 11142 Зав. № 11140 | Зав. № 1130331 | .ав З 7 <N го - & £ | 1,8 | 4,0 | |||
НАМИ-110 | ||||||||
ТБМО-110 | УХЛ1 | |||||||
ПС-49 "Кузема- | Кл.т. 0,2S | Кл.т. 0,2 | EA02RALX- | Активная | 0,5 | 2,0 | ||
11 | тяга" 110/27,5/10 | 400/1 | 110000/V3/ | P3B-4 Кл.т. | ||||
кВ, | Зав. № 2582 | 100/V3 | 0,2S/0,5 | Реактив- | 1,1 | 2,1 | ||
ВЛ-110 кВ Л-155 | Зав. № 2130 Зав. № 2617 | Зав. № 1852 Зав. № 1879 Зав. № 1873 | Зав. № 1142807 | ная | ||||
НАМИ-110 | ||||||||
ТБМО-110 | УХЛ1 | |||||||
ПС-49 "Кузема- | Кл.т. 0,2S | Кл.т. 0,2 | EA02RALX- | Активная | 0,5 | 2,0 | ||
12 | тяга" 110/27,5/10 | 400/1 | 110000/V3/ | P3B-4 Кл.т. | ||||
кВ, | Зав. № 2128 | 100/V3 | 0,2S/0,5 | Реактив- | 1,1 | 2,1 | ||
ВЛ-110 кВ Л-156 | Зав. № 2137 Зав. № 1653 | Зав. № 1855 Зав. № 1854 Зав. № 1885 | Зав. № 1142795 | ная |
№ ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | Основная погрешн ость, (±5) % | Погрешно сть в рабочих условиях, (±5) % | |||
13 | ПС-84 "Сумпосад" 110/27,5/10 кВ, ВЛ-10кВ Фидер Л-84-06 | ТЛК 10-6У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 15165 Зав. № 14404 | ЗН0Л.06-10УЗ Кл.т. 0,5 10000/V3/ 100/V3 Зав. № 8360 Зав. № 8540 Зав. № 7977 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1048744 | Активная Реактив ная | 1,2 2,5 | 5,7 3,5 |
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. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- 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 для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-05; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83 и (23±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-05.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (от 0,9 до 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cos9 (sm9) 0,5 до
1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 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) Хн2; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sm9) 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 Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65°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 плюс 10 до плюс 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
- напряжение питающей сети (от 0,9-до 1,1)Ином;
- сила тока (от 0,05 до 1,2) 1ном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
6. Допускается замена компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- счетчик электроэнергии «ЕвроАЛЬФА» - среднее время наработки на отказ не менее 80000 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 ч;
- УССВ-16НУБ - 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, параметрировании:
- 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Карелия 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 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента | Тит компонента | № Г осреестра | Количество |
Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 25433-06 | 14 |
Трансформаторы тока | ТБМО-110УХЛ1 | 23256-05 | 12 |
Трансформаторы тока | ТФМ-110-ПУ1 | 16023-97 | 3 |
Трансформаторы тока | ТЛК 10-6У3 | 9143-01 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-00 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-03 | 12 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57У | 14205-94 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10УЗ | 3344-04 | 3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-06 | 1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-11 | 1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 16666-97 | 11 |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 | RTU-327 | 41907-09 | 1 |
Методика поверки | — | — | 1 |
Формуляр 13526821.4611.050.ЭД.ФО | — | — | 1 |
Технорабочий проект 13526821.4611.050.Т1.01 П4 | — | — | 1 |
осуществляется по документу МП 63845-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Карелия. Методика поверки», утвержденному 15 марта 2016 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 № 16666-97) - 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 Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ. 411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 году;
- 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%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.050.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Карелия».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Карелия
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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.