Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Хакасэнерго"

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

лист № I

всего листов 11

Приложение к| свидетельству №_

об утверждении типа средств измерений

единичного1 производства

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Хакасэнерго"

ОВАНО ГЦИ СИ ектора осква» окимов 2009 г.

Внесена в Государственный реестр средств измерений

. i ' i

Регистрационный номер № 5S> 2JbQ -Р £Ь

Изготовлена ОАО "Российские Железные Дороги" г. Москва по проектной документации ООО "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" г. Москва. Заводской номер 138.

I !    ,

I |    НАЗНАЧЁНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Хакасэнерго" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

; i

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. !    |

АИИС КУЭ решает следующие задачи:    j

-    -измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергий!

-    Апериодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический. jc6op ^привязанных к единому календарному времени результатов измерений

I приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    ; -хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    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;    1

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-bifij    уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S и 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии АЛЬФА и ЕвроАЛЬФА классов точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 40 измерительноинформационных каналов (далее- ИК) системы по количеству точек учета электроэнергии;

2-ой    уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс, состоящий из двух подуровней: информационно-вычислительного комплекса регионального Центра энергоучёта, реализованного на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-325), ! выполняющего функции сбора и хранения результатов измерений, и информационно-вычислительного комплекса Центра сбора данных АИИС КУЭ, реализованного на базе серверного оборудования (серверов сбора данных: основного и резервного,| сервера управления), автоматизированного рабочего места администратора (АРМ), технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.    ;

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговыеj унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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.    I

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК 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 АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Изменение времени AlffflC КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Коррекция времени происходит по сигналам точного времени спутниковой навигационной системы GPS от встроенного в устройство синхронизации системного времени (УССВ) GPS-приемника. УССВ передает сигналы точного времени на УСПД. Далее сигнал точного времени передается на счетчики. Синхронизация времени осуществляется 1 раз в сутки при расхождении времени СОЕВ и корректируемого компонента на величину более 1 с. ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Всего лис

|    ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ов 11

Co^TiiB измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Уровень ИВК АИИС I КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTIJ-325 (Госреестр №19495-03, зав. №1) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии Альфа-Центр (Госреестр №20481 -00).

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 3 -(Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.В    качестве характеристик относительной погрешности указаны горницы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

•    диапазон напряжения - (0,99 + 1,01)U„; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1Н; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) -0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ±0,15) Гц;

Температура окружающего воздуха:    \

•    ТТ и ТН -от - 40°С до + 50°С; счетчиков - от + 18°С до + 25°С; ИВКЭ - от + 10°С до + 30°С; ИВК-от + 10°С до + 30°С;

Ммагнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

Параметры сети:

•    диапазон первичного напряжения - (0,9 + l,l)UHr, диапазон силы первичного тока -(0, bl + l,2)I„j; коэффициент мощности cos<p(sin(p) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частотаj- (50 ±0,4) Гц;    #    ^

Температура окружающего воздуха -от - 30°С до + 35°С.

Для электросчетчиков:

Параметры сети:

•    диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока -(0,05 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos<p(sin<p) - 0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;

•    температура окружающего воздуха:

для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40°С до плюс 60 °С; для счётчиков электроэнергии "АЛЬФА " от минус 40°С до плюс 55 °С;    |

для счётчиков электроэнергии "Альфа А1800" от минус 40°С до плюс 65 °С; \ для счётчиков электроэнергии "ЕвроАльфа" от минус 40°С до плюс 70 °С;

Магнитная индукция внешнего происхождения, не более -0,5 мТл.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ J983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;    j

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСЦД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ТП ОАО "РЖД" в границах ОАО "Хакасэнерго" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2006.

! | .

Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов: j

-    счётчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов!

-    счетчик электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.

-    счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов.

-    счетчик электроэнергии АЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час;

Надежность системных решений:    ;

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:    '

1)    параметрирования;    ||

2)    пропадания напряжения;    '

; 3) коррекция времени

Защищенность применяемых компонентов:    !

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1)    счетчика;

2)    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3)    испытательной коробки;

4)    УСПД;

-    наличие защиты на программном уровне:

1)    пароль на счетчике;

2)    пароль на УСПД;

3)    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направления^ отключении питания - не менее 30 лет;    ;

при

ИВК; -j суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления nd каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет

4 1    1    'I

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Хакасэнерго" типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В

поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

комплект

средства измерении.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО «Российские Железные Дороги» в границах ОАО «Хакасэнерго». Методика поверки» МП-239/447-2006, утвержденным ФГУ «Ростест-Москва;» в сентябре 2006 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:    |

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки »;

-    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6пЗ... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.    ;

-    Счетчик "АЛЬФА" - по методике поверки "Многофункциональные счётчики 'электрической энергии типа АЛЬФА. Методика проверки", согласованной ; ВНИИМ им. Д.И. Менделеева;

-г Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом мп-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

Счетчик "ЕвроАльфа" - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;

УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы программно-аппаратных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки"; Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со 'счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термогигрометр CENTER (мод. 314): диапазон измерений температуры от -20...+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной : влажности от 10... 100 %, дискретность 0,1 %.    !

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ; 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ| 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов; на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания. „ ;

ГОС|Т} Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные! положения.    I

ГОСТ |7746. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ [1983. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.    ;

ГОСТ! 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S - 0,5S).

ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки

ГОСТ 8.216-88 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

МИ 2999-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа".

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки"'

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП ОАО МРЖД" в границах ОАО "Хакасэнерго".    j

j    ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тип[ ’‘Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские железные дороги" в границах ОАО "Хакасэнерго", зав. № 138, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.