Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Калужской области Нет данных, ГРСИ 62535-15
Номер госреестра:
62535-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Калужской области
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 003
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60780
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)тяговыхподстанцийМосковской
ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской
области
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО
«Российские железные дороги» в границах Калужской области (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
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;
Лист № 2
Всего листов 11
- 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
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессоресчетчиковвычисляются
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
производитсяобработкаизмерительнойинформации(умножениенакоэффициенты
трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК
Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ
обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога
±
1с
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
±
1с. 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.
Программное обеспечение
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"АльфаЦЕНТРАРМ","АльфаЦЕНТРСУБД"ORACLE","АльфаЦЕНТР
Коммуникатор".Спомощью ПО"АльфаЦЕНТР"решаютсязадачи коммерческого
многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала
времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга
нагрузок заданных объектов.
Лист № 3
Всего листов 11
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР АРМ"
Идентификационное наименование ПО
"АльфаЦЕНТР"
14.05.02
a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7189d
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если имеются
"АльфаЦЕНТР АРМ"
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"
Идентификационное наименование ПО
"АльфаЦЕНТР"
9.2.0.8
bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если имеются
"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР Коммуникатор"
Идентификационное наименование ПО
"АльфаЦЕНТР"
4.9.8
3ef7fb23cf160f566021bf19264ca8d6
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если имеются
"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО ПК "Энергия-Альфа 2"
Идентификационное наименование ПО
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"
2.0.3.16
17e63d59939159ef304b8ff63121df60
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
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 Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные
дороги» в границах Калужской 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.
Метрологические и технические характеристики
Состав1-гои2-гоуровнейсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций
Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской области
приведен в таблице 2.
Лист № 4
Всего листов 11
УСПД
1
ТП Тихонова
Пустынь, Ф-7 ПЭ
10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 695
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138654
Госреестр
№ 16666-07
2
ТП Тихонова
Пустынь, Ф-8 ПЭ
10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 695
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138637
Госреестр
№ 16666-07
3
ТП Тихонова
Пустынь, Ф-4 ПЭ
10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 676
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138594
Госреестр
№ 16666-07
4
ТП Тихонова
Пустынь, Ф-6 ПЭ
10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 676
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1050644
Госреестр
№ 16666-07
5
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 672
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1121605
Госреестр
№ 16666-07
6
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 658
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1121676
Госреестр
№ 16666-07
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
№Наименование
ИК объекта
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
ТрансформаторТрансформатор
токанапряжения
Счетчик
1
2
4
5
6
ТП Бабынино, Ф-6
ПЭ 10 кВ
ТП Бабынино, КВ-
2 10 кВ
3
ТПФМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 43120;
43123
Госреестр
№ 814-53
ТПЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 5714;
5715
Госреестр
№ 1276-59
ТПЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 77788;
706
Госреестр
№ 2363-68
ТПФМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 75/5
Зав. № 26385;
29660
Госреестр
№ 814-53
ТЛО-10 У3
кл.т 0,2S
Ктт = 50/5
Зав. № 549;
5637
Госреестр
№ 25433-08
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Зав. № 42764;
42823
Госреестр
№ 1261-02
RTU-327
Зав. №
001510
Госреестр
№ 41907-09
Лист № 5
Всего листов 11
7
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 658
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1130473
Госреестр
№ 16666-07
8
ТП Кудринская,
КВ-1 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 21
Госреестр
№ 20186-05
A1R-3-0L-C25-T+
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 1031244
Госреестр
№ 14555-02
9
ТП Кудринская,
Ф-6 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 21
Госреестр
№ 20186-05
A1R-3-0L-C25-T+
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 1031142
Госреестр
№ 14555-02
10
ТП Кудринская,
Ф-7 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 675
Госреестр
№ 20186-05
A1R-3-0L-C25-T+
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 1031277
Госреестр
№ 14555-02
11
ТП Воротынск, Ф-
7 прод. 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 665
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138670
Госреестр
№ 16666-07
12
ТП Воротынск, Ф-
6 прод. 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 526
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138564
Госреестр
№ 16666-07
13
ТП Обнинское,
ТСН-1 10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 528
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138629
Госреестр
№ 16666-07
Продолжение таблицы 2
1
2
4
5
6
ТП Бабынино, Ф-7
ПЭ 10 кВ
3
ТЛО-10 У3
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
Зав. № 1710;
1735
Госреестр
№ 25433-08
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Зав. № 42827;
42683
Госреестр
№ 1261-02
ТЛО-10
кл.т 0,2S
Ктт = 50/5
Зав. № 2014;
6291
Госреестр
№ 25433-08
ТЛО-10
кл.т 0,2S
Ктт = 50/5
Зав. № 2015;
6287
Госреестр
№ 25433-08
ТПФМУ-10
кл.т 0,5
Ктт = 75/5
Зав. № 29672;
26674
Госреестр
№ 814-53
ТПФМУ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 26252;
27647
Госреестр
№ 814-53
ТПЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 50/5
Зав. № 8880;
9526
Госреестр
№ 1276-59
RTU-327
Зав. №
001510
Госреестр
№ 41907-09
Лист № 6
Всего листов 11
14
ТП Суходрев, Ф-6
10 кВ
ТПЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 33638;
33639
Госреестр
№ 1276-59
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 657
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138669
Госреестр
№ 16666-07
15
ТП Суходрев, Ф-7
10 кВ
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 75/5
Зав. № 43172;
43175
Госреестр
№ 1261-02
НАМИ-10-95 УХЛ2
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 656
Госреестр
№ 20186-05
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1138584
Госреестр
№ 16666-07
16
ТП Суходрев,
СЦБ-2 0,4 кВ
Т-0,66
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 46865;
46877; 46924
Госреестр
№ 17551-06
-
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1121626
Госреестр
№ 16666-07
17
Т-0,66
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 46902;
41375; 46927
Госреестр
№ 17551-06
-
ЕА05RL-P1B-3
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 1121681
Госреестр
№ 16666-07
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
ТП Суходрев, ЭЧК
0,4 кВ
RTU-327
Зав. №
001510
Госреестр
№ 41907-09
Лист № 7
Всего листов 11
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
Номер ИКcosφ
эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
<I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0-
±2,2±1,7±1,6
0,9-
±2,7±1,9±1,7
0,8-
±3,2±2,1±1,9
0,7-
±3,8±2,4±2,1
1 – 4, 6, 11 – 15
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,5-
±5,7±3,3±2,7
1,0±2,0
±1,6±1,5±1,5
0,9±2,1
±1,7±1,6±1,6
0,8±2,2
±1,8±1,7±1,7
0,7±2,4
±2,0±1,8±1,8
5, 7
(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН
0,5)
0,5±2,9
±2,4±2,1±2,1
1,0-
±1,9±1,2±1,0
0,9-
±2,4±1,4±1,2
0,8-
±2,9±1,7±1,4
0,7-
±3,6±2,0±1,6
8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,5-
±5,5±3,0±2,3
1,0±1,3
±1,0±0,9±0,9
0,9±1,4
±1,1±1,0±1,0
0,8±1,6
±1,2±1,1±1,1
0,7±1,8
±1,3±1,2±1,2
9, 10,
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН
0,5)
0,5±2,4
±1,8±1,6±1,6
1,0-
±2,1±1,6±1,5
0,9-
±2,6±1,8±1,6
0,8-
±3,1±2,0±1,7
0,7-
±3,7±2,3±1,9
16, 17,
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)
0,5-
±5,6±3,1±2,4
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9 -±7,3±5,0 ±4,2
1 – 4, 6, 11 – 15
0,8-
(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7-
0,5-
0,9 ±4,5
5, 7
0,8±4,0
(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,7±3,8
0,5±3,7
0,9 -
8
0,8-
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7-
0,5-
0,9 ±2,6
9, 10,
0,8±1,8
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,7±1,5
0,5±1,2
0,9 -
16, 17,
0,8-
(Сч. 1,0; ТТ 0,5)
0,7-
0,5-
±5,6±4,1±3,8
±4,9±3,8±3,6
±4,2±3,5±3,4
±4,1±4,0±3,8
±3,8±3,5±3,5
±3,7±3,4±3,4
±3,6±3,3±3,3
±6,3±3,4±2,5
±4,3±2,3±1,7
±3,4±1,9±1,4
±2,4±1,4±1,1
±1,8±1,6±1,6
±1,3±1,1±1,1
±1,1±1,0±1,0
±0,9±0,8±0,8
±7,1±4,8±4,0
±5,5±3,9±3,6
±4,8±3,7±3,5
±4,2±3,4±3,3
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия эксплуатации:
-
Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98·Uном до 1,02·Uном; диапазон силы тока
от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=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 0,9·Uн1 до 1,1·Uн1; диапазон
силы первичного тока – от 0,01 Iн1 до 1,2 Iн1; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,5 до 1,0
(от 0,4 до 0,9); 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 0,9·Uн2 до 1,1·Uн2;
Лист № 9
Всего листов 11
-
cила тока от 0,01·Iном до 1,2·Iном; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) от 0,5 до 1,0
(от 0,4 до 0,9); 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 2. 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 «АЛЬФА» – среднее время наработки на отказ не менее
80000 часов;
-
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
-
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;
-
организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает
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 времени в:
-
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.
Лист № 10
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
ТПЛ-10
6
ЕА05RL-P1B-3
13
A1R-3-0L-C25-T+
3
RTU-327
1
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»
1
Обозначение (Тип)
2
ТПФМ-10
Кол-во, шт.
3
4
ТПЛМ-10
ТЛО-10 У3
ТПОЛ-10
ТЛО-10
ТПФМУ-10
Т-0,66
НАМИ-10-95 УХЛ2
2
4
6
4
4
6
11
«АльфаЦЕНТР»
1
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока проходные с
литой изоляцией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройствосбораипередачи
данных
Комплексыизмерительно-
вычислительные дляучета
электроэнергии
Методика поверки
Паспорт-формуляр
РТ-МП-2608-500-2015
71653579.411711.003.ПФ
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2608-500-2015 "ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых
подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах
Калужской области. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.10.2015 г.
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;
-
длясчетчиковэлектроэнергии«АЛЬФА»-пометодикеповерки
«Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»,
согласованной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.;
-
для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ
СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
-
для УСПД RTU-325L – по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и
передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г;
Лист № 11
Всего листов 11
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (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.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии(АИИСКУЭ) тяговыхподстанцийМосковскойЖД- филиала
ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской области. Свидетельство об
аттестации методики измерений № 1531/500-01.00229-2015 от 13.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в
границах Калужской 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.ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Российские железные дороги"
(ОАО "РЖД")
ИНН 7708503727
Адрес: 107174, г. Москва, Новая Басманная ул., д.2
Тел.: (499) 262-60-55; Факс: (499) 262-60-55
Е-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Ресурс" (ООО «Ресурс»)
Юридический адрес: 117420, г. Москва, ул. Наметкина, д.13, корп. 1
Тел.: +7 (926) 878-27-26
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии________________С.С. Голубев
М.п.« ___ » ________________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 55354-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" по ЛПДС "Воскресенка" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 80207-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волховской ГЭС (ГЭС-6) филиала "Невский" ПАО "ТГК1" | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОСЕРВИС" (ООО "ЭНЕРГОСЕРВИС"), г. Санкт-Петербург | 4 года | Перейти | |
| 42147-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ "Саранская" - АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ "Саранская " | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 56845-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Углеуральская" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Пермского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 60809-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе") | Нет данных | ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений