| Номер в госреестре | 88283-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Мыс Астафьева Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Приморского края |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "РЖД"), г. Москва |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Мыс Астафьева Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) основного типа ЭКОМ-3000 и резервного типа RTU327, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс включает в себя основной и резервный серверы, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основной сервер функционирует на базе программного обеспечения (ПО) «ГОРИЗОНТ». Резервный сервер функционирует на базе ПО «Энергия Альфа 2».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы основных и резервных УСПД. С основных УСПД данные передаются по основному каналу связи в основной сервер ИВК, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и оформление отчетных документов. В резервных УСПД производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и далее по основному каналу связи данные передаются в резервный сервер ИВК, где происходит оформление отчетных документов.
Допускается передача данных с резервных УСПД с обработкой измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) в основной сервер ИВК. При этом обработка измерительной информации в основном сервере ИВК не производится.
Основной и резервный серверы функционируют независимо друг от друга. Исключение из работы 1 из серверов (основного или резервного) из состава ИК не влияет на функционирование находящегося в работе сервера и АИИС КУЭ в целом.
Основные и резервные УСПД функционируют независимо друг от друга. Исключение из работы основного или резервного УСПД из ИК не влияет на функционирование находящихся в работе УСПД и АИИС КУЭ в целом.
Дальнейшая передача информации от ИВК третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ИВК, сервер синхронизации времени ССВ-1Г, устройство синхронизации времени УСВ-3.
Основной сервер ИВК оснащен основным сервером синхронизации времени ССВ-1Г и резервным устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов между основным сервером ИВК и ССВ-1Г осуществляется посредством NTP-сервера.
Периодичность сравнения показаний часов между основным сервером ИВК и сервером синхронизации времени осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка шкалы времени происходит при превышении уставки коррекции шкалы времени. Уставка коррекции шкалы времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый). В случае отсутствия связи с основным сервером синхронизации времени ССВ-1Г, синхронизация NTP-сервера осуществляется от резервного устройства синхронизации времени УСВ-3 не реже 1 раза в сутки.
Резервный сервер ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов осуществляется с периодичностью не реже 1 раза в сутки. Корректировка шкалы времени происходит при превышении уставки коррекции шкалы времени. Уставка коррекции шкалы времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Основные и резервные УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от ИВК, в том числе посредством NTP-сервера.
Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка шкалы времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции шкалы времени. Уставка коррекции шкалы времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (основых и резервных) происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 03-ДВОСТ-ТЭ-2022. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
В основном сервере используется ПО «ГОРИЗОНТ».
ПО «ГОРИЗОНТ» используется при учете электрической энергии и обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.
ПО «ГОРИЗОНТ» имеет русифицированный интерфейс пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).
ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает работу по защищенным протоколам передачи данных.
Метрологически значимой частью ПО «ГОРИЗОНТ» является библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll.
Идентификационные данные ПО «ГОРИЗОНТ» указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ГОРИЗОНТ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.13 |
| Цифровой идентификатор ПО (библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll) | 54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD 5 |
Уровень защиты ПО «ГОРИЗОНТ» «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
В резервном сервере используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергия Альфа 2».
Метрологически значимой частью ПО «Энергия Альфа 2» является файл enalpha.exe.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2» указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения «Энергия Альфа 2»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО (файл enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD 5 |
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Состав ИК Alffi
С КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Уровень ПИК | Уровень ивкэ | Уровень ивк | |||||
| Вид СИ | Тип, модификация СИ | Класс точности | Коэффициент трансформации | Рег. № | УСПД основной (тип, рег. №) УСПД резервный (тип, рег. №) | УССВ основной (тип, рег. №) УССВ резервный (тип, рег. №) | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ТП Мыс Астафьева Ввод 110 кВ | ТН | А | ЗНОГ-1ЮШУХЛ1 | 0,2 | (110000/л/3 )/(100/л/3 ) | 61431-15 | ЭКОМ-ЗООО рег. № 17049-14 RTU-327 рег. № 41907-09 | ССВ-1Г рег. № 58301-14 УСВ-3 рег. № 51644-12 |
| ТН | В | ЗНОГ-1ЮШУХЛ1 | 0,2 | (110000/л/3 )/(100/л/3 ) | 61431-15 | ||||
| ТН | С | ЗНОГ-110ШУХЛ1 | 0,2 | (110000/л/3 )/(100/л/3 ) | 61431-15 | ||||
| ТТ | А | ТОГФ-1Ю1П УХЛ1 | 0,2S | 300/5 | 61432-15 | ||||
| ТТ | В | ТОГФ-1Ю1П УХЛ1 | 0,2S | 300/5 | 61432-15 | ||||
| ТТ | С | ТОГФ-1Ю1П УХЛ1 | 0,2S | 300/5 | 61432-15 | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)А | 31857-20 | |||||
| 2 | ТП Мыс Астафьева Ввод-27,5 кВ | ТН | А | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||
| ТН | В | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТН | С | - | - | - | - | ||||
| ТТ | А | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 1000/5 | 62259-15 | ||||
| ТТ | В | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 1000/5 | 62259-15 | ||||
| ТТ | С | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 1000/5 | 62259-15 | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)А | 31857-20 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ТН | А | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТН | В | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТП Мыс Астафьева ФКС-1 27,5 кВ | ТН | С | - | - | - | - | |||
| 3 | ТТ | А | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 400/5 | 62259-15 | |||
| ТТ | В | - | - | - | - | ||||
| ТТ | С | - | - | - | - | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)A | 31857-20 | |||||
| ТН | А | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТН | В | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ЭКОМ-ЗООО per. № 17049-14 | ССВ-1Г per. № 58301-14 | ||
| ТП Мыс Астафьева ФКС-3 27,5 кВ | ТН | С | - | - | - | - | |||
| 4 | ТТ | А | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 400/5 | 62259-15 | |||
| ТТ | В | - | - | - | - | RTU-327 per. № 41907-09 | УСВ-3 per. № 51644-12 | ||
| ТТ | С | - | - | - | - | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)A | 31857-20 | |||||
| ТН | А | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТН | В | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТП Мыс Астафьева ЗВ 27,5 кВ | ТН | С | - | - | - | - | |||
| 5 | ТТ | А | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 400/5 | 62259-15 | |||
| ТТ | В | - | - | - | - | ||||
| ТТ | С | - | - | - | - | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)A | 31857-20 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ТН | А | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТН | В | ЗНО Л-НТЗ-З 5 -IV-УХЛ 1 | 0,5 | 27500/100 | 62260-15 | ||||
| ТП Мыс Астафьева Фидер ДПР | ТН | С | - | - | - | - | |||
| 6 | ТТ | А | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 30/5 | 62259-15 | |||
| ТТ | В | ТО Л-НТЗ-З 5 -IV-21 УХЛ1 | 0,5S | 30/5 | 62259-15 | ||||
| ТТ | С | - | - | - | - | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)A | 31857-20 | |||||
| ТН | А | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (10000/л/3 )/(100/л/3 ) | 69604-17 | ||||
| ТН | В | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (Ю000Л/3)/(Ю0Л/3) | 69604-17 | ЭКОМ-ЗООО рег. № 17049-14 | ССВ-1Г рег. № 58301-14 | ||
| ТП Мыс Астафьева Ввод 10 кВ | ТН | С | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (Ю000Л/3)/(Ю0Л/3) | 69604-17 | |||
| 7 | ТТ | А | ТОЛ-НТЗ-Ю-11C УХЛ2 | 0,5S | 100/5 | 69606-17 | |||
| ТТ | В | ТОЛ-НТЗ-Ю-11C УХЛ2 | 0,5S | 100/5 | 69606-17 | RTU-327 рег. № 41907-09 | УСВ-3 рег. № 51644-12 | ||
| ТТ | С | ТОЛ-НТЗ-Ю-11C УХЛ2 | 0,5S | 100/5 | 69606-17 | ||||
| Счетчик | А1802RAL-P4GB -D W-4 | 0,2S/0,5 | 5(10)А | 31857-20 | |||||
| ТН | А | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (Ю000Л/3)/(Ю0Л/3) | 69604-17 | ||||
| ТН | В | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (Ю000Л/3)/(Ю0Л/3) | 69604-17 | ||||
| ТП Мыс Астафьева ТСН 10 кВ | ТН | С | ЗНОЛП-НТЗ-Ю-И УХЛ2 | 0,5 | (Ю000Л/3)/(Ю0Л/3) | 69604-17 | |||
| 8 | ТТ | А | ТОЛ-НТЗ-Ю-12С УХЛ2 | 0,5S | 50/5 | 69606-17 | |||
| ТТ | В | ТОЛ-НТЗ-Ю-12С УХЛ2 | 0,5S | 50/5 | 69606-17 | ||||
| ТТ | С | ТОЛ-НТЗ-Ю-12С УХЛ2 | 0,5S | 50/5 | 69606-17 | ||||
| Счетчик | A1805RL-P4GB-DW-4 | 0,5S/1,0 | 5(10)А | 31857-20 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ТН | А | - | - | - | - | ||||
| ТН | В | - | - | - | - | ЭКОМ-ЗООО per. № 17049-14 | ССВ-1Г per. № 58301-14 | ||
| ТП Мыс Астафьева ДГА 0,4 кВ | ТН | С | - | - | - | - | |||
| 9 | ТТ | А | ттн-ш | 0,5S | 200/5 | 58465-14 | |||
| ТТ | В | ттн-ш | 0,5S | 200/5 | 58465-14 | RTU-327 per. № 41907-09 | УСВ-3 per. № 51644-12 | ||
| ТТ | С | ттн-ш | 0,5S | 200/5 | 58465-14 | ||||
| Счетчик | A1805RL-P4GB-DW-4 | 0,5S/1,0 | 5(10)A | 31857-20 | |||||
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||||||
| 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 3, - активная, реактивная. | |||||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 | |
| 2 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 | |
| 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 2,1 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,7 | 1,7 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,1 | 2,3 | 2,3 | |
| 9 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5s) | 1,0 | 2,0 | 1,0 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 2,6 | 1,6 | 1,1 | 1,1 | |
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| 2 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | |
| 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,1 | 2,8 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 | 2,7 | 1,9 | 1,5 | 1,5 | |
| 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) | 0,8 | 4,0 | 2,6 | 1,8 | 1,8 |
| 0,5 | 2,6 | 1,7 | 1,3 | 1,3 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | |||
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | ||
| 0,5 | 2,0 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | ||
| 2 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | ||
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 | ||
| 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 2,4 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | |
| 0,8 | 3,0 | 2,2 | 1,9 | 1,9 | ||
| 0,5 | 5,1 | 3,4 | 2,7 | 2,7 | ||
| 9 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5s) | 1,0 | 2,3 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | |
| 0,8 | 2,9 | 2,1 | 1,7 | 1,7 | ||
| 0,5 | 4,9 | 3,2 | 2,4 | 2,4 | ||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | |||
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,3 | 2,0 | 1,7 | 1,7 | |
| 0,5 | 2,0 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | ||
| 2 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 | |
| 0,5 | 2,8 | 2,0 | 1,8 | 1,8 | ||
| 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 5,2 | 4,2 | 3,8 | 3,8 | |
| 0,5 | 4,1 | 3,6 | 3,4 | 3,4 | ||
| 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) | 0,8 | 5,1 | 4,1 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,5 | 4,0 | 3,5 | 3,3 | 3,3 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Л), с | 5 | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для соБф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%q для COSф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | ||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от +5 до +35 |
| - для УСПД | от +10 до +25 |
| - для сервера, УССВ | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 75000 |
| УСПД RTU-327: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 35000 |
| сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 22000 |
| - время восстановления, ч | 2 |
| устройство синхронизации времени УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 45000 |
| - время восстановления, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени в счетчиках и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчиков электрической энергии;
- УСПД.
Возможность коррекции шкалы 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 информации 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 III УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-35-IV | 8 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 III УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения наружной установки | ЗНОЛ-НТЗ-35-IV | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RAL-P4GB -DW-4 | 7 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Формуляр | 5930-3-1.1-ЭСТ4.ФО |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Мыс Астафьева Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
