Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные дороги" в границах Курганской области
Номер в ГРСИ РФ: | 50483-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД ╞ филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 50483-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные дороги" в границах Курганской области |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 47276 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 486 п. 85 от 09.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "РЖД", г. Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 50483-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
50483-12: Описание типа СИ | Скачать | 228.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 19495-03, зав. № 503), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) "Альфа-Центр", 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-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее - 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 энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые 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.
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). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-Центр Коммуникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" 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.
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.
Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификат ора ПО |
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр АРМ" |
4 |
a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d |
MD5 |
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр СУБД "Oracle" |
9 |
bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 |
MD5 |
" Альфа-Центр" |
" Альфа-Центр Коммуникатор" |
3 |
3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6 |
MD5 |
"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" |
ПК "Энергия Альфа 2" |
2.0.0.2 |
17e63d59939159ef 304b8ff63121df60 |
MD5 |
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нормированы с учетом ПО;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ТП "ОП-18" | ||||||
1 |
Ремонтная перемычка точка измерения №4 |
ТРГ-110И* класс точности 0,2 S Ктт=300/1 Зав. № 4557; 4558; 4559 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6252; 6225; 6432 Госреестр № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01224032 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 503 Г осреестр № 19495-03 |
активная реактивная |
2 |
Рабочая перемычка точка измерения №3 |
ТРГ-110П* класс точности 0,2 S Ктт=300/1 Зав. № 4584; 4585; 4586 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6425; 6250; 6212 Госреестр № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219309 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | |
3 |
Ввод Т1-110кВ точка измерения №1 |
ТРГ-110П* класс точности 0,2 S Ктт=100/1 Зав. № 4294; 4295; 4296 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6252; 6225; 6432 Госреестр № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219464 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
4 |
Ввод Т2-11-кВ точка измерения №2 |
ТРГ-110П* класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 4488; 4489; 4490 Госреестр № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6425; 6250; 6212 Госреестр № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01224125 Госреестр № 31857-06 |
RTU-327 зав. № 503 Г осреестр № 19495-03 |
активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
Номер ИИК |
Диапазон значений силы тока |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: | |||||
Основная относительная погрешность ИИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1-4 |
0,01(0,02)1щ < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,8 |
0,9 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
Номер ИИК |
Диапазон значений силы тока |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электроэнергии при вероятности P=0,95: | |||
Основная относительная погрешность ИИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1-4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,02Iki < I1 < 0,05Iki |
2,4 |
2,1 |
3,2 |
2,8 |
0,051н1 < Ii < 0,21н |
1,5 |
1,3 |
1,9 |
1,7 | |
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
0,9 |
1,3 |
1,2 | |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
0,9 |
1,2 |
1,1 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 ^ 1,01)Uh;
• диапазон силы тока - (0,01 ^ 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos9 (миф) - 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 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;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,01 ^ 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 + 1,2)Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 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:
J параметрирования;
•S пропадания напряжения;
J коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
• S счетчика;
• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
•S пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Лист № 7
Всего листов 9 Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" ЮжноУральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
Трансформаторы тока элегазовые ТРГ-110П* |
12 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300 |
1 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
4 |
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника |
1 |
Сервер управления HP ML 360 G5 |
1 |
Сервер основной БД HP ML 570 G4 |
1 |
Сервер резервный БД HP ML 570 G4 |
1 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 50483-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в апреле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."
• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.661.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Курганэнерго" ЮжноУральской железной дороги".
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "ОП-18" Южно-Уральской ЖД -филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. АУВП.411711.661.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Курганэнерго" ЮжноУральской железной дороги".
Лист № 9
Всего листов 9
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.