Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Печерский Берег" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Печерский Берег" Куйбышевской ЖД -филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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 - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005) и типа Альфа А1800 класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005), 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), 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.

Измерительные каналы (далее - ИК) 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 с учетом 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 ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика ± 0,5 с, 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.

• 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

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК 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 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;

• 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 до плюс 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 плюс 10 до плюс 30 °С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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;

J пропадания напряжения;

•S 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:

J 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).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

Лист № 7

Всего листов 9

• 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Печерский Берег" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской 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

Поверка

осуществляется по документу МП 54574-13 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Печерский Берег" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 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" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

• средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

• счетчиков Альфа А1800 - по документу "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2011 г.;

• для УСПД RTU-327 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2003 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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.023.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Самараэнерго" Куйбышевской железной дороги".

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Печерский Берег" Куйбышевской

ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской 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. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

8. АУВП.411711.023.ЭД.ИЭ    "Инструкция    по    эксплуатации    системы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Самараэнерго" Куйбышевской железной дороги".

9. ТУ 4228-011-29056091-11 "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия".

Лист № 9

Всего листов 9

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.