Приложение к свидетельству № 52420
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД
филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области с изменением №1
Назначение средства измерений
Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ) тяговых подстанций Дальне-
восточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области с изменением № 1 (далее по
тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной ин-
формационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых под-
станций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области, регистра-
ционный № 46298-10, и включает в себя описание измерительных каналов, приведенных в таб-
лице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, по-
требленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи по-
лученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет trial многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее –
ТН)поГОСТ1983-2001исчетчикиактивнойиреактивнойэлектроэнергиипо
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по
ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные
ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Мет-
рологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приве-
дены в таблице 2.
2 уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
представляющий собой ИВК регионального Центра энергоучёта и включающий устройство
сбора и передачи данных на базе RTU-327 (далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру,
автоматизированнные рабочие места (АРМ) с установленным программным обеспечением
(далее – ПО) «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
3 уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора данных
АИИС КУЭ, реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных –
основного и резервного, сервера управления), включает в себя также устройство синхронизации
системного времени УССВ типа 35LVS (35HVS), каналообразующую аппаратуру, ПО
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и автоматизированные рабочие места (АРМ).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
Лист № 2
Trial листов 10
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 приёма-
передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучёта,
где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных на верхний уровень системы по запросу ИВК.
В ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата
80020 и 80030 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ) созданную на основе
устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS), синхронизи-
рующего часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получае-
мым от GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера,
при повышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизиро-
ваны по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД-
сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с. Сравнение пока-
заний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30
минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД
±2 с, но не реже 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает
±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,
часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах кор-
ректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий кор-
ректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», состав и идентификационные
данные указаны в таблице 1. С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи коммерче-
ского многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала
времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагру-
зок заданных объектов, автоматического накопления, обработки, хранения, отображения изме-
рительной информации и передачи данных субъектам ОРЭ. ПО обеспечивает защиту про-
граммного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами дос-
тупа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое
ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Лист № 3
Всего листов 10
ПК «Энергия
Альфа 2»
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Наимено-
ния
ваниепро-Наиме-
граммногонование
обеспече-файла
Наименование Номер
программного мо- версии
дуля (идентифика-про-
ционное наимено- граммно-
вание программно- го обес-
го обеспечения) печения
Цифровой иден-Алгоритм
тификатор про- вычисления
граммного обес-цифрового
печения (кон- идентифика-
трольная сумма тора про-
исполняемого ко- граммного
да)обеспечения
2
34
1
ПО «ЭНЕР-
ГИЯ-
АЛЬФА»
-V2.0.0.2
56
17e63d59939159e
f304b8ff63121df6 MD5
0
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «ЭНЕР-
ГИЯ-АЛЬФА», в состав которых входит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», внесены в Госреестр СИ РФ
№ 35052-07.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
1
Т1-27,5кВ
2
Т2-27,5кВ
3
ДПР "Вос-
ток"
4
ДПР "За-
пад"
5
ПЭС "З"
6
ПЭС "В"
7
СЦБ
К
точки
Вид
тро-
энер-
гии
ная
погреш
ность,
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологиче-
ские характеристики
Метрологические
Состав измерительного каналахарактеристики
Номер
Наименова-
элек-
Основ-
И
Погреш-
изме- ние объекта
ность в
рений ТТ ТН Счетчик УСПД рабочих
%
условиях,
%
1
2
3
6789
45
ТП Карьерный
27500/100
ЗНОМ-35-65
EA05RAL-B-3
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1200765
Зав. № 1200756
Зав. №
01150934
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-±2,5± 5,3
тивная
27500/100
ЗНОМ-35-65
EA05RAL-B-3
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1178463
Зав. № 1178402
Зав. №
01150976
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-±2,5± 5,3
тивная
27500/100
Зав. №
01150957
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-±2,5± 5,3
тивная
27500/100
ЗНОМ-35-65
ЕА05RAL-B-3
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1200765
Зав. № 1200756
ЗНОМ-35-65
ЕА05RAL-B-3
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1178463
Зав. № 1178402
Зав. №
01150958
Ак-
НТМИ-10 ЕА05RL-B-3
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5 Зав. №
Зав. № 742 01075776
НТМИ-10 ЕА05RL-B-3
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5 Зав. №
Зав. № 742 01075785
Реак-±2,5± 5,3
тивная
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-±2,5± 5,3
тивная
ТФЗМ-35Б I У1
1000/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 22218
Зав. № 18227
Зав. № 18224
ТФЗМ-35Б I У1
1000/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 23799
Зав. № 20641
Зав. № 20692
ТФН-35-М У1
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 22262
Зав. № 22266
ТФЗМ-35А У1
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 51681
Зав. № 55522
ТЛО-10-1-5У2
50/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 4787
Зав. № 4788
ТЛО-10-1-5У2
50/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 5756
Зав. № 5757
Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 049809
Зав. № 049811
Зав. № 049816
А1805RL-
P4GB-DW-4
-Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01169882
RTU-327
тивная
± 1,3± 3,3
Зав. №
001495
Реак-
±2,5± 5,3
тивная
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Ак-
тивная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,2
тивная
ЕА05RAL-B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01150962
9
Т1-27,5кВ
10
Т2-27,5кВ
11
ДПР "Вос-
ток"
12
ДПР "За-
пад"
13
Т1-10кВ
14
Т2-10кВ
15
Ф.1
16
Ф.4
17
Ф.6
Лист № 5
Всего листов 10
Продолжение Таблицы 2
5
123
ТФН-35М-У1
1000/5
8ФКС-6Кл.т. 0,5
Зав. № 22280
Зав. № 28523
4
ЗНОМ-35-65
27500/100
Кл.т. 0,5
Зав. № 1200765
Зав. № 1200756
6 789
Ак-
RTU-327 тивная± 1,3± 3,3
Зав. №
001495 Реак-±2,5± 5,3
тивная
ТП Ядрин
27500/100
Зав. №
01150941
тивная
ЗНОМ-35-65-У1
ЕА05RAL-
B
-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1181517Реак-
Зав. № 1181421 тивная
± 1,0± 2,3
± 1,8± 5,5
27500/100
Зав. №
01150941
тивная
ЗНОМ-35-65-У1
ЕА05RAL-
B
-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1181571Реак-
Зав. № 1181547 тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
Кл.т. 0,5
ЕА05RL-B-3
01150947
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
27500/100
Зав. №
01150931
тивная
ЗНОМ-35-65-У1Ак-
27500/100
Кл.т. 0,5S/1,0
тивная
Зав. № 1181571
Зав. №
Р
еак-
Зав. № 1151547 тивная
ЗНОМ-35-65-У1
ЕА05
R
L-
B
-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1181517Реак-
Зав. № 1181421 тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
тивная
Реак-
± 0,8± 2,2
± 1,5± 5,4
тивная
Реак-
± 1,0± 2,3
± 1,8± 5,5
тивная
Реак-
НТМИ-10ЕА05RAL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 57201150929
ти
в
ная
НАМИ-10 ЕА05RAL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,2Зав. №
Зав. № 6844901150923
ти
в
ная
± 0,8± 2,2
± 1,5± 5,4
10000/100
Кл.т. 0,5
Ак-
Н
Т
М
И
-10
ЕА05RAL-BN-3тивная
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 572
Зав. № 1084325Реак-
тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
ТОЛ-35-III-IIУХЛ1
1000/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 07925
Зав. № 158Учет
Зав. № 205Учет
ТФЗМ-35-Б1-У1
1000/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 56547
Зав. № 32438
Зав. № 32353
ТОЛ-35-1-5У2
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 526
Зав. № 311
ТОЛ-35-1-5У2
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 1001
Зав. № 1000
ТЛО-10-1-5У2
600/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 8305
Зав. № 8306
Зав. № 8304
ТЛО-10-1-5У2
600/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 7045
Зав. № 1078
ТЛО-10-1-5У2
100/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 12970
Зав. № 12971
ТЛО-10-1-5У2
50/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 17088
Зав. № 17085
ТЛО-10-1-5У2
100/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 610
Зав. № 1732
НАМИ-10ЕА05RAL-B-3
R
T
U
-
327Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,2Зав. №
Зав. № 6844901150952
ти
в
ная
Зав. №
001495
тивная
Реак-
НТМИ-10ЕА05RL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 57201150927
ти
в
ная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
18
СЦБ
19
Т1-27,5кВ
20
Т2-27,5кВ
21
ДПР «Вос-
ток»
22
ДПР «За-
пад»
23
Т1-10кВ
24
Ф.1-10кВ
25
Ф.3-10кВ
26
Ф.2-10кВ
27
Ф.4-10кВ
28
СЦБ
-
Лист № 6
Всего листов 10
Продолжение Таблицы 2
1
2
4567
89
3
Т-0,66 У3
200/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 049802
Зав. № 049812
Зав. № 049808
Зав. №
RTU-327
тивная
ЕА05RAL-B-4
Ак-
-
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01150981
001495Реак-
тивная
± 1,0± 3,2
± 2,1± 5,2
27500/100
Зав. №
01084326
тивная
± 1,0± 2,3
± 1,8± 5,5
27500/100
Зав. №
01150945
тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
27500/100
Зав. №
01150921
тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
27500/100
Зав. №
01150942
тивная
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
тивная
Реак-
± 1,0± 2,3
± 1,8± 5,5
тивная
Реак-
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
тивная
Реак-
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
тивная
Реак-
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
тивная
Реак-
± 1,3± 3,3
±2,5± 5,3
ТОЛ-35
1000/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 317
Зав. № 329
ТФЗМ-35Б I У1
1000/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 30116
Зав. № 31446
ТФЗМ-35А-ХЛ1
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 52062
Зав. № 52061
ТФЗМ-35А-ХЛ1
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 56482
Зав. № 21094
ТЛО-10-1-5У2
600/5
Кл.т. 0,2S
Зав. № 7041
Зав. № 1099
ТЛО-10-3-У3
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 13338
Зав. № 10632
ТЛО-10-3-У3
50/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 17094
Зав. № 17090
ТЛО-10-3-У3
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 13337
Зав. № 9661
ТЛО-10-3-У3
50/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 17095
Зав. № 17091
Т-0,66 У3
200/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 190907
Зав. № 190937
Зав. № 190906
ТП Тарманчукан
ЗНО
М
-35-65
EA05RAL-BN-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1190912Реак-
Зав. № 1190547 тивная
ЗНО
М
-35-65
EA05RAL-B-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1441939Реак-
Зав. № 1414727 тивная
ЗНО
М
-35-65
EA05RAL-B-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1441939Реак-
Зав. № 1414727 тивная
ЗНО
М
-35-65
EA05RAL-B-3
Ак-
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1190912Реак-
Зав. № 1190547 тивная
НТМИ-10EA05RL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 724001150950
R
T
U-327 тивная
НТМИ-10 EA05RAL-B-3
Зав. №
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 724001150951
ти
в
ная
НТМИ-10 EA05RL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 303001075773
ти
в
ная
НТМИ-10 EA05RL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 724001146425
ти
в
ная
НТМИ-10 EA05RL-B-3
Ак-
10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Кл.т. 0,5Зав. №
Зав. № 303001075784
ти
в
ная
001495
тивная
Реак-
EA05RL-B-4
Ак-
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01150989
ти
в
ная
± 1,0± 3,2
± 2,1± 5,2
Лист № 7
Всего листов 10
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
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 (0,95 ÷ 1,05) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.;
-
температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
-
параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ÷ 1,02) Uном; ток - (1,0 ÷ 1,2) Iном;
частота – (50±0,15) Гц; cos
j
=0,8инд;
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 ÷ 1,1) Uн1; диапазон си-
лы первичного тока – (0,02 ÷ 1,2) Iн1; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 ÷ 1,0 (0,87 ÷ 0,5);
частота – (50 ± 0,4) Гц;
-
допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус
40 ˚С до + 50˚С; для счётчиков электроэнергии ЕвроАльфа от минус 40 °C до + 70 °C; для счёт-
чиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до + 65 °C;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0°С до + 40°С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по
ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена
оформляется актом в установленном на ОАО «Российские железные дороги» порядке. Акт
хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный ин-
формационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
электросчётчик ЕвроАльфа – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
электросчётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
УСПД «RTU-327» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счётчика:
·
параметрирования;
Лист № 8
Всего листов 10
·
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;
·
сервера;
-
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
·
электросчетчика;
·
УСПД;
·
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик - 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; со-
хранение информации при отключении питания – 10 лет;
-
сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО
«РЖД» в границах Амурской области с изменением №1 типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 9
Всего листов 10
ТЛО-10
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
ТФЗМ-35Б I У1
ТФН-35-М
Трансформаторы тока
ТФЗМ-35А
№ Госреестра
3689-73
3690-73
26417-04
25433-06
6891-85
21256-03
912-70
831-69
11094-87
16666-97
31857-06
Количество, шт.
11
4
6
25
9
9
12
4
1
27
1
RTU-327
41907-09
1
—
—
1
1
Т-0,66 У3
ТОЛ-35
ЗНОМ-35-65
Трансформатор напряжения НТМИ-10
НАМИ-10
Счетчик электрическойЕвроАльфа
энергии Альфа А1800
Устройство сбора и
передачи данных
Методика поверки—
Формуляр—
Руководство по
эксплуатации
—
—
1
Поверка
осуществляется по документу МП 46298-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальне-
восточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области с изменением №1. Методи-ка
поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-
ры тока. Методика поверки»;
·
трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки»;
·
счетчики ЕвроАльфа - по методике поверки с помощью установок МК6800,
МК6801;
·
счетчики Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электриче-
ской энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
·
устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 - по документу «Устрой-
ства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП»;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №
27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с
использованием АИИС КУЭ тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в
границах Амурской области», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации
№ 01.00220-2013 от 05.07.2013 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Российские железные дороги»
(ОАО «РЖД»)
Юридический адрес: 107174, г. Москва, Новая Басманная ул., д. 2
Тел.: (499) 262-60-55
Факс: (499) 262-60-55
e-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щёлковское шоссе, д. 9
Тел.: (495) 258-45-35
E-mail:
Испытательный центр
Испытательный центр ФГУП «ВНИИМС»
(ИЦ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Аттестат аккредитации центра испытаний № 30004-13 от 26.07.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.