Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карлык√ Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги√ в границах Кемеровской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56300-14
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карлык» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Скачать

56300-14: Описание типа СИ Скачать 100.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56300-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карлык√ Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги√ в границах Кемеровской области
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки / информация о поверке МП 56300-14
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 43 п. 56 от 24.01.2014
Производитель / Заявитель

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

 Россия 


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карлык» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи 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 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), 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, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 001134), 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.

Лист № 2 Всего листов 8

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 (далее - СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени УССВ-35НУ8. Устройство синхронизации времени УССВ-35НУ8 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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

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 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификацион ный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

«Альфа-Центр АРМ»

4

a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7 189d

MD5

«Альфа-Центр СУБД «Oracle»

9

bb640e93f359bab15a02979e24d

5ed48

MD5

«Альфа-Центр

Коммуникатор»

3

3ef7fb23 cf 160f566021bf19264c a8d6

MD5

ПК «Энергия Альфа 2»

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff6312

1df60

MD5

Метрологические характеристики

ИК АИИС КУЭ, указанные

в таблицах 3, 4

нормированы с учетом ПО.

Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

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

Измерительные компоненты

Вид

электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ТП «Карлык»

1

Ввод ЗСМК Карлык - 1 110 кВ точка измерения № 1

ТГФМ-110 класс точности 0,2S Ктт=150/1 Зав. № 8708; 8705; 8710 Госреестр № 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 8835; 8847; 8843 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ -P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01257564 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 001134 Госреестр № 41907-09

активная

реактивная

2

Ввод ЗСМК Карлык - 2 110 кВ точка измерения № 2

ТГФМ-110 класс точности 0,2S Ктт=150/1 Зав. № 8707; 8706; 8709 Госреестр № 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9112; 8859; 8832 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ -P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01257504 Госреестр № 31857-11

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±^), %

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

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

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

0,051н1 < I1 < 0,21н1

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,21н1 < I1 < 1н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

1н1 < I1 < 1,21н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±5), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %

cos j = 0,87 (sin j = 0,5)

cos j = 0,8 (sin j = 0,6)

cos j = 0,87 (sin j = 0,5)

cos j = 0,8 (sin j = 0,6)

1, 2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,02I^ < I1 < 0,05^1

2,1

1,8

2,5

2,3

0,05I^ < I1 < 0,2I^

1,6

1,4

2,1

1,9

0,2I^ < I1 < I^

1,1

1,0

1,8

1,7

< I1 < 1,2!н

1,1

1,0

1,8

1,7

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.    Нормальные условия эксплуатации:

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;

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01-Ин;

-    диапазон силы тока - от 1н до 1,2-1н;

-    коэффициента мощности cos j (sin j) - 0,87(0,5);

-    частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9-Цщ до 1,1 •Ин1; диапазон силы первичного тока - от (0,01)0,02-1^ до 1,2^1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) - 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 - от 0,9-ин2 до 1,Ьин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) -

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.

5. 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 100000 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:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    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 3,5 лет.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карлык» ЗападноСибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской 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

Количество, шт.

Трансформаторы тока ТГФМ-110

6

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

6

УСПД типа RTU-327

1

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

2

УССВ-35HVS

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 56300-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карлык» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 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»;

-    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»;

Всего листов 8

-    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.;

-    УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии 1ЧТ1-327.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 АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.550.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Кузбассэнерго» ЗападноСибирской железной дороги».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карлык» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Кемеровской 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.411711.550.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Кузбассэнерго» ЗападноСибирской железной дороги».

Рекомендации к применению

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Карьерный» Дальневосточной ЖД -филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Амурской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) п...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Лесная Поляна» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Новосибирской области (далее по тексту -...