Номер по Госреестру СИ: 87740-22
87740-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тимашевская" Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Краснодарского края
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тимашевская» Северо-Кавказской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
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.
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 измерения, 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 указаны в таблицах 1, 2.
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 |
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 «ГОРИЗОНТ», ПО «Энергия Альфа 2» «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тимашевская» Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательОткрытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД») ИНН 7708503727
Адрес: 107174, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Басманный, ул. Новая Басманная, д. 2/1, стр. 1
Телефон: +7 (499) 262-99-01
Web-сайт: www.rzd.ru
E-mail: info@rzd.ru
Лист № 13 Всего листов 13
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД») ИНН 7708503727
Адрес: 107174, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Басманный, ул. Новая Басманная, д. 2/1, стр. 1
Телефон: +7 (499) 262-99-01
Web-сайт: www.rzd.ru
E-mail: info@rzd.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Телефон: +7 (495) 544-00-00
Web-сайт: www.rostest.ru
E-mail: info@rostest.ru
Правообладатель
Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД») ИНН 7708503727Адрес: 107174, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Басманный, ул. Новая Басманная, д. 2/1, стр. 1
Телефон: +7 (499) 262-99-01
Web-сайт: www.rzd.ru
E-mail: info@rzd.ru
Лист № 13 Всего листов 13
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 RTU-327, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) 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.
Лист № 2 Всего листов 13
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 одного из серверов (основного или резервного) из 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 времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции 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 времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции 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 времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения
Лист № 3 Всего листов 13 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 5986-2605-1.1-ЭСТ. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Таблица 6 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 III УХЛ1* |
6 шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
11 шт. |
Окончание таблицы 6
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 М2АС У3 |
3 шт. |
Трансформатор тока |
ТТИ-100 |
6 шт. |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
4 шт. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
3 шт. |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1805RAL-P4G-DW-3 |
1 шт. |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
6 шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
ЕА05RAL-B-3 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 шт. |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Паспорт-формуляр |
5986-2605-1.1-ЭСТ.ПФ |
1 экз. |
Таблица 3 - Состав измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование ИК |
Уровень ПИК |
Уровень ивкэ |
Уровень ивк | |||||
Вид СИ |
Тип, модификация СИ |
Класс точности |
Коэффициент трансформации |
Per. № |
УСПД основной (тип, per. №) УСПД резервный (тип, per. №) |
УССВ основной (тип, per. №) УССВ резервный (тип, per. №) | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Ввод 1 110 кВ (ВЛ 110 кВ- АПК I) |
Счетчик |
Al 802RALQ-P4GB-DW-4 |
0,2S/0,5 |
1 |
31857-06 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
ТТ |
А |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
тт |
В |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
ТТ |
С |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
ты |
А |
НАМИ-110УХЛ1 |
0,2 |
(1 юоооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
ты |
В |
НАМИ-110УХЛ1 |
0,2 |
(иооооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
ты |
С |
НАМИ-110УХЛ1 |
0,2 |
(иооооНз)/(юоНз) |
60353-15 | ||||
2 |
Ввод 2 110 кВ (ВЛ 110 кВ- АПК II) |
Счетчик |
Al 802RALQ-P4GB-DW-4 |
0,2S/0,5 |
1 |
31857-06 | |||
ТТ |
А |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
тт |
В |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
тт |
С |
ТОГФ-ИО III УХЛ1* |
0,2S |
600/5 |
61432-15 | ||||
ты |
А |
НАМИ-И0УХЛ1 |
0,2 |
(И0000/л/3)/(100/л/3) |
60353-15 | ||||
ты |
В |
НАМИ-И0УХЛ1 |
0,2 |
(И0000/л/3)/(100/л/3) |
60353-15 | ||||
ты |
С |
НАМИ-И0УХЛ1 |
0,2 |
(И0000/л/3)/(100/л/3) |
60353-15 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
3 |
Ввод 1 27,5 кВ (Т-1 27,5, 1 СШ 27,5 кВ) |
Счетчик |
EA05RAL-B-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
16666-97 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
ТТ |
С |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
4 |
Ввод 2 27,5 кВ (Т-2 27,5, 2 СШ 27,5 кВ) |
Счетчик |
EA05RAL-B-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
16666-97 | |||
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
тт |
С |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
5 |
Фидер КС-8 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
тт |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
6 |
Фидер КС 9 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
ТТ |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
7 |
Фидер КС 10 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 |
ЭКОМ-ЗООО per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
ТТ |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
1000/5 |
51623-12 | ||||
ТТ |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
8 |
Фидер 4 ДПР 27,5 кВ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-3 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
ТТ |
А |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
50/5 |
51623-12 | ||||
тт |
В |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV УХЛ1 |
0,5S |
50/5 |
51623-12 | ||||
тт |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
А |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
В |
3HOM-35-65 |
0,5 |
27500/100 |
912-70 | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
9 |
Фидер 1 ЛЭП АБ |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
ТТ |
А |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
тт |
В |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
тт |
С |
ТЛО-ЮМ2АС УЗ |
0,5S |
15/5 |
25433-11 | ||||
TH |
А |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(10000А/3)/(100Л/3) |
46738-11 | ||||
TH |
В |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(10000Л/3)/(100Л/3) |
46738-11 | ||||
TH |
С |
ЗНОЛПМИ-10 УХЛ2 |
0,5 |
(юоооа/з)/(юоа/з) |
46738-11 | ||||
10 |
ТСН-1 0,4 |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 | |||
ТТ |
А |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
тт |
В |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
тт |
С |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
TH |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- |
Окончание таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
и |
ТСН-2 0,4 |
Счетчик |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
0,5S/l,0 |
1 |
31857-11 |
эком-зооо per. № 17049-14 RTU-327 per. № 41907-09 |
ССВ-1Г per. № 58301-14 УСВ-3 per. № 51644-12 | |
ТТ |
А |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
тт |
В |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
ТТ |
С |
ТТН-100 |
0,5S |
2000/5 |
28139-12 | ||||
TH |
А |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
В |
нет |
- |
- |
- | ||||
TH |
С |
нет |
- |
- |
- | ||||
Примечание Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов при условии, что владелец АПИС 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 АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 4 - Метрологические характеристики
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
61(2)%, |
65 %, |
620 %, |
6100 %, | ||
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
1, 2 (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 | |
3 9 (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 | |
10, 11 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 s) |
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 |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
62%, |
65 %, |
620 %, |
6100 %, | ||
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
1, 2 (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 | |
3 - 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,1 |
2,9 |
2,1 |
2,1 |
0,5 |
2,7 |
2,1 |
1,5 |
1,5 | |
10, 11 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) |
0,8 |
4,0 |
2,7 |
1,8 |
1,8 |
0,5 |
2,6 |
2,0 |
1,3 |
1,3 |
Окончание таблицы 4
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<1 изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
1, 2 (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 | |
3 - 9 (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 | |
10, 11 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 s) |
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 |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<1 изм<1 20 % |
120 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,3 |
1,9 |
1,7 |
1,7 |
0,5 |
1,9 |
1,6 |
1,5 |
1,5 | |
3 - 9 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
5,2 |
4,2 |
3,7 |
3,7 |
0,5 |
4,0 |
3,7 |
3,4 |
3,4 | |
10, 11 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) |
0,8 |
5,1 |
4,1 |
3,6 |
3,6 |
0,5 |
4,0 |
3,6 |
3,3 |
3,3 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
Пр имечания
-
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<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 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от Ьом |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,87 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
температура окружающей среды, °C: | |
- для счетчиков электрической энергии |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
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 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
счетчики электроэнергии: | |
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
80000 |
- 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 |
40000 |
ССВ-1Г: | |
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
22000 |
- время восстановления, ч |
2 |
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 |
Лист № 11 Всего листов 13 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 времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции 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 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).