55052-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55052-13
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
55052-13: Описание типа СИ Скачать 108.8 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55052-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1123 п. 81 от 30.09.2013
Производитель / Заявитель

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

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1668/500-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

55052-13: Описание типа СИ Скачать 108.8 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия (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; 0,5; 0,5S; 1,0 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа "Альфа Плюс" класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94), класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83), 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 № 41907-09, зав. № 000532), 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 согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

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» по 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

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ТП "Ташеба"

1

В-10-ТРП-1

точка измерения № 1

ТОЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 55790; 55907; 56041 Госреестр № 07069-07

НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1168; 1168; 1168 Госреестр № 20186-05

A2R-3-0L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01104057 Госреестр № 14555-02

RTU-327 зав. № 000532 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

2

В-ТРП2-35/10 точка измерения № 2

ТОЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 56710; 56421 Госреестр № 07069-07

НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1432; 1432; 1432 Госреестр № 20186-05

A2R2-3L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01174774 Госреестр № 14555-02

активная реактивная

3

Фидер №1 10 кВ точка измерения № 3

ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5S Ктт=150/5 Зав. № 21428-12; 2167412 Госреестр № 32139-06

НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1168; 1168; 1168 Госреестр № 20186-05

A2R2-3L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01169731 Госреестр № 14555-02

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

ТП "Теба"

4

Фидер №1 10 кВ точка измерения № 4

ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=150/5 Зав. № 5551; 5552 Госреестр № 22656-07

НАМИ-10-95 класс точности 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Зав. № 1212; 1212; 1212 Госреестр № 20186-05

A2R2-3L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01169790 Госреестр № 14555-02

RTU-327 зав. № 000532 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

ТП "Югачи"

5

Ввод 1Т 35 кВ точка измерения № 5

ТВТ-35 класс точности 1,0 Ктт=600/5

Зав. № 19173-А; 19173В; 19173-С Госреестр № 22656-07

ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 158453; 158451; 158449 Госреестр № 912-05

A2R-3-0L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01104069 Госреестр № 14555-02

RTU-327 зав. № 000532 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

6

Ввод 2Т 35 кВ точка измерения № 6

ТВ35-11 ХЛ2 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 3060-А; 3060-В; 3060-С Госреестр № 22656-07

ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 158453; 158451; 158449 Госреестр № 912-05

A2R-3-0L-C25-T класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01103998 Госреестр № 14555-02

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 8), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8), %

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, 6

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,8

2,5

2,9

2,2

2,8

3,2

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,2

i,5

i,7

1,7

1,9

2,1

Ihi < Ii < 1,2Ihi

1,0

1,2

i,3

1,5

1,7

1,8

3

0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi

2,1

2,4

2,7

2,4

2,7

3,0

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,2

i,5

i,7

1,7

2,0

2,1

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,0

1,2

i,3

1,5

1,7

1,8

Ihi< Ii< 1,2Ihi

1,0

1,2

i,3

1,5

1,7

1,8

4

0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi

i,5

1,6

i,7

1,9

2,0

2,1

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

0,9

i,i

1,2

1,5

1,6

i,7

0,2Ih1 < Ii < Ih1

0,9

1,0

1,0

1,5

1,6

1,6

Ihi < Ii < 1,2Ihi

0,9

1,0

1,0

1,5

1,6

1,6

5

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

3,4

4,8

5,5

3,6

4,9

5,7

(ТТ 1,0; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,8

2,5

2,9

2,2

2,8

3,1

Ihi< Ii< 1,2Ihi

i,4

1,8

2,1

1,8

2,2

2,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 3), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), %

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, 2, 6

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,7

4,7

6,2

5,2

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,2Ih1 < Ii < Ih1

3,2

2,6

3,5

3,0

Ih1 < Ii < 1,2Ih1

2,4

2,1

2,8

2,5

3

0,02Ihi < Ii <

0,05Ihi

5,9

4,9

7,2

6,1

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

3,5

3,0

4,3

3,7

0,2Ih1 < Ii < Ih1

2,5

2,1

2,9

2,6

Ihi < Ii< 1,2Ihi

2,4

2,1

2,8

2,5

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

4

0,021н1 < I1 <

0,051н1

4,0

3,5

5,8

5,1

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,5

2,2

3,5

3,1

0,21н1 < I1 < 1н1

1,9

1,7

2,4

2,2

1н1 < I1< 1,21н1

1,8

1,6

2,2

2,1

5

0,051н1 < I1 < 0,21н1

10,7

8,6

11,0

8,9

(ТТ 1,0; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,21н1 < I1 < IK1

5,5

4,5

5,7

4,7

Ihi < I1 < 1,2Ihi

3,9

3,2

4,1

3,4

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)Ih;

• диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 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)UH1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) - 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 Плюс":

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)Ih2; коэффициент мощности cosф(sinф) - 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. 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 50000 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;

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:

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).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 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) тяговых подстанций Красноярской ЖД -филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия 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 ТОЛ-10

5

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10

2

Трансформаторы тока ТЛО-10

2

Продолжение таблицы 5

1

2

Трансформаторы тока ТВТ-35

3

Трансформаторы тока ТВ35-11 ХЛ2

3

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95

12

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65

6

Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-327

1

Счётчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа

6

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 1668/500-2013  "Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 19.09.2013 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  МИ 3196-2009   «ГСИ.   Вторичная  нагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

• счетчиков "Альфа Плюс" - по документу "Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки";

• для УСПД RTU-327 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-327. 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.411711.545.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Хакасэнерго" Красноярской железной дороги".

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Хакасия

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".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
55054-13
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Черкесск"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
55057-13
ДКС-96 Дозиметры-радиометры
ООО НПП "Доза", г.Москва