58940-14: Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Липецкой области

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области (далее по тексту - КИИ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Основные данные
Госреестр № 58940-14
Наименование Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Липецкой области
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки МП 1955/550-2014
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (На серию или на партию) E
Дата протокола Приказ 1739 п. 47 от 31.10.2014
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

 Россия 

Скачать

58940-14: Описание типа СИ
134.6 КБ Скачать

Применение

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области (далее по тексту - КИИ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Подробное описание

КИИ АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

КИИ АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-й    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;

2-й    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 КИИ 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;

3-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных КИИ 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 КИИ АИИС КУЭ.

КИИ 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 (3 0 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;

-    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 КИИ АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров КИИ АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в КИИ АИИС КУЭ (синхронизация часов КИИ 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 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.

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 производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных КИИ АИИС КУЭ.

КИИ АИИС КУЭ оснащены 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 КИИ 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 КИИ АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

ПО

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 "Альфа.ТЦЕНТР", включающее в себя модули "АльфаТ ЦЕНТР АРМ", "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE", " АльфаЦЕНТР Коммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" 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.

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

4

a65bae8d7150931f811c fbc6e4c7189d

"АльфаЦЕНТР

АРМ"

MD5

"АльфаЦЕНТР"

9

bb640e93f359bab15a02

979e24d5ed48

"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"

"АльфаЦЕНТР"

3

3ef7fb23cf160f566021b

f19264ca8d6

"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

"ЭНЕРГИЯ-

АЛЬФА"

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b

8ff63121df60

ПК "Энергия-Альфа 2"

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области.

Метрологические характеристики ИК КИИ АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения КИИ АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические данные

Состав 1-го и 2-го уровней каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней КИИ АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней КИИ АИИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

3

ТП "Грязи Орловские", ТСН-1 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 200755; 190142;

200814 Госреестр № 6891-78

-

A2R-4-AL-C29-T+ кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100031 Госреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 000779 Г осреестр № 41907-09

4

ТП "Грязи Орловские", ТСН-2 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 51460; 190207;

100477 Госреестр № 6891-78

-

EA05RAL-P3B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01110326 Госреестр № 16666-97

1

2

3

4

5

6

5

ТП "Грязи Орловские", СЦБ 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1264531; 1872005; 1289427 Госреестр № 6891-78

-

A2R-4-AL-C29-T+ кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100056 Госреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 000779 Г осреестр № 41907-09

6

ТП "Грязи Орловские", Ввод-1 10 кВ

ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 9733; 9735; 9734

Госреестр № 25433-03

-

EA05RAL-P3B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100253 Госреестр № 16666-97

7

ТП "Грязи Орловские", Ввод-2 10 кВ

ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 14-12327; 1412326; 14-12325 Госреестр № 25433-03

-

EA05RAL-P3B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100232 Госреестр № 16666-97

8

ТПС "Чириково", Ф-Дом 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 0820272; 0845498; 0845720 Госреестр № 6891-78

-

EA05RL-P2B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036495 Госреестр № 16666-97

9

ТПС "Чириково", ТСН-1 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1223904; 1234566;1946529 Госреестр № 6891-78

-

EA05L-P1B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036486 Госреестр № 16666-97

10

ТПС "Чириково", ТСН-2 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1804563; 1937211; 1292064 Госреестр № 6891-78

-

EA05L-P1B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036503 Госреестр № 16666-97

11

ТПС "Чириково", СЦБ 0,4 кВ

Т-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 0198454; 0483985; 1023743 Госреестр № 6891-78

-

EA05RAL-P4B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01046494 Госреестр № 16666-97

12

ТПС "Чириково", Ф-1 10 кВ

ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 50/5 Зав. № 7986; 7989 Госреестр № 25433-03

НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 410 Госреестр № 20186-05

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01120200 Госреестр № 16666-97

13

ТПС "Чириково", Ф-2 10 кВ

ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 7983; 7984 Госреестр № 25433-03

НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 556 Госреестр № 20186-05

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100133 Госреестр № 16666-97

14

ТПС "Чириково", Ф-ПГ 10 кВ

ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 20721; 20775;

23957 Госреестр № 8913-82

НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 556 Госреестр № 20186-05

EA05L-P1B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01046606 Госреестр № 16666-97

1

2

3

4

5

6

15

ТПС "Чириково", ДПР-1 27,5 кВ

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 51221; 52325 Госреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1414512; 1418838 Госреестр № 912-70

EA05RL-P2B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01036603 Госреестр № 16666-97

RTU-327 Зав. № 000779 Г осреестр № 41907-09

16

ТПС "Чириково", Ввод-2 27,5 кВ

ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 30500; 30617;

30538 Госреестр № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1414438; 1399832 Госреестр № 912-70

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01100238 Госреестр № 16666-97

17

ТПС "Чириково", Ф-КУ 27,5 кВ

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 61635 Госреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1414438; 1399832 Госреестр № 912-70

EA05RL-P2B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01085493 Госреестр № 16666-97

18

ТПС "Чириково", ДПР-2 27,5 Кв

ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 52326; 51315 Госреестр № 3690-73

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 1414438; 1399832 Госреестр № 912-70

EA05RL-P2B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01085396 Госреестр № 16666-97

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации КИИ АИИС КУЭ (5), %

d1(2)%,

55 %,

520 %■,

5100 %■,

I1(2)% £ I изм<1 5 %

I5 %£I изм<1 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

3 - 5, 8 - 11 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5)

1,0

-

±2,1

±1,5

±1,4

0,9

-

±2,6

±1,7

±1,5

0,8

-

±3,1

±1,9

±1,6

0,7

-

±3,7

±2,2

±1,8

0,5

-

±5,6

±3,0

±2,3

6, 7,

(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S)

1,0

±1,9

±1,4

±1,3

±1,3

0,9

±1,9

±1,4

±1,3

±1,3

0,8

±2,1

±1,6

±1,4

±1,4

0,7

±2,2

±1,7

±1,4

±1,4

0,5

±2,6

±2,1

±1,6

±1,6

12, 13,

(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±2,0

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,2

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,4

±1,9

±1,7

±1,7

0,5

±2,9

±2,4

±2,0

±2,0

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации КИИ АИИС КУЭ (S), %

S5 %,

S20 %■,

S100 %,

I1(2)% £ I изм<1 5 %

I5 %£I изм<! 20 %

I20 %£Iизм<Il00%

I100 %£Iизм£Il20%

14 - 18 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации КИИ АИИС КУЭ (S), %

S5 %,

S20 %,

S100 %,

I1(2)% £ I изм< I 5 %

I5 %£I изм<! 20 %

I20 %£Iизм<Il00%

I100 %£Iизм£Il20%

3 - 5, 8 - 11 (Сч. 1,0; ТТ 0,5)

0,9

-

±7,3

±5,0

±4,0

0,8

-

±5,6

±3,9

±3,6

0,7

-

±4,9

±3,7

±3,5

0,5

-

±4,3

±3,4

±3,3

6, 7,

(Сч. 1,0; ТТ 0,2S)

0,9

±4,5

±4,0

±4,0

±3,5

0,8

±4,1

±3,9

±3,4

±3,4

0,7

±3,9

±3,8

±3,3

±3,3

0,5

±3,8

±3,7

±3,2

±3,2

12, 13,

(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±4,7

±4,3

±4,2

±3,8

0,8

±4,2

±4,0

±3,5

±3,5

0,7

±4,0

±3,9

±3,4

±3,4

0,5

±3,8

±3,7

±3,3

±3,3

14 - 18 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,4

±5,2

±4,2

0,8

-

±5,7

±4,1

±3,8

0,7

-

±5,0

±3,8

±3,6

0,5

-

±4,4

±3,5

±3,4

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%р и S1(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и S1(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%..

2    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98-Цном до 1,02-Цном; диапазон силы тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=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.

5    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9Ин1 до 1,1Ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.

Для электросчетчиков:

-    для счетчиков электроэнергии от минус 40°C до плюс 65 °C;

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9Ин2 до 1,1Ин2;

-    сила тока от 0,011ном до 1,21ном; коэффициент мощности cosj (sinj) 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.

6    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 однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа КИИ АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в КИИ 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 40000 часов;

-    УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    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 КИИ АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

-    на счетчики 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;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает 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.

Утвержденный тип

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплект

Комплектность КИИ АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность КИИ АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

Т-0,66У3

21

Трансформатор тока

ТЛО-10

10

Трансформатор тока

ТВК-10

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-35А-У1

5

Трансформатор тока

ТФЗМ-35Б-1У1

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

A2R-4-AL-C29-T+

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05RAL-P3B-4

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05RL-P2B-3

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05L-P1B-4

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05RAL-P4B-4

1

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05RAL-B-4

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05L-P1B-3

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

МП 1955/550-2014

1

Паспорт-формуляр

АУВП.411711.500.ПС-ФО

1

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 1955/550-2014 "Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2014 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;

-    для счетчиков электроэнергии «АЛЬФА» - по методике поверки «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.;

-    УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (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.

Методы измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой области». Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00252/095-2014 от 20.10.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительноинформационным системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Липецкой 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    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации

- при осуществлении торговли.