Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Хабаровского края с Изменением №1
Номер в ГРСИ РФ: | 47566-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
47566-13: Описание типа СИ | Скачать | 103.7 КБ |
Для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 47566-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Хабаровского края с Изменением №1 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 05.11.2013 утвержден вместо 47566-11 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1263 п. 76 от 05.11.2013Приказ 4556 от 15.08.11 п.63 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Россия
107174, Новая Басманная ул., 2. Тел./Факс (495)262-60-55, (105066, Ольховский пер, 205), www.rzd.ru, E-mail: info@rzd.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 47566-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
47566-13: Описание типа СИ | Скачать | 103.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края с Изменением № 1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края, регистрационный № 47566-11, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 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. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й 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-й 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 период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Лист № 2
Всего листов 8
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 измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление 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), которая охватывает уровень счётчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS), синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при повышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД-сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с. Сравнение показаний 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 корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1. С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» 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, автоматического накопления, обработки, хранения, отображения измерительной информации и передачи данных субъектам ОРЭ. 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».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
ПК «Энергия Альфа 2» |
- |
V2.0.0.2 |
17e63d59939159e f304b8ff63121df6 0 |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «ЭНЕРГИЯ-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 электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики 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.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК системы автоматизирвоанной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края с Изменением № 1 и их основные метрологические характеристики______________________________________________
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
Основная погреш ность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ТП Аван, Л-231 (Аван-Бикин) |
ТБМО-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 600/1 Зав. № 671 Зав. № 670 Зав. № 667 |
НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 1543 Зав. № 1435 Зав. № 1581 НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 1582 Зав. № 1561 Зав. № 1430 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01206613 |
RTU-327 Зав. № 001499 |
Активная Реактивная |
± 0,6 ± 1,1 |
± 1,5 ± 3,1 |
2 |
ТП Кругли-ково, ТСН-2 |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 23607 Зав. № 23616 Зав. № 23632 |
- |
A1805 RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01169878 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,2 |
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 (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 65°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от +10°С до +30°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа
6 Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0°С до + 40°С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице Ошибка! Источник ссылки не найден.. 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.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик 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 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 счётчика:
• параметрирования;
• 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; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ п Таблица 3 - Комплектность А |
редставлена в таблице 3. ИИС КУЭ | ||
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТБМО-220 |
27069-05 |
3 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
15174-01 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-220 |
20344-05 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-06 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 47566-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006 г.;
- устройства сбора и передачи данных (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), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ тяговых подстанций Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Хабаровского края с Изменением № 1», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
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.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Лист № 8
Всего листов 8
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.