Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Калининградской области
Номер в ГРСИ РФ: | 60942-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
60942-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60942-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Калининградской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 037 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
60942-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР»;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе «АльфаЦЕНТР», УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).
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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных
Лист № 2
Всего листов 8 ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде xml-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.
Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» взаимодействует с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области (регистрационный номер 45849-10).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД RTU-327 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 «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Лист № 3
Всего листов 8
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»___________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
enalpha.exe |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
enalpha.exe |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО |
ИВКЭ |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в Таблице 4.
Таблица 4 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
№ ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрическо й энергии |
ИВКЭ |
Основная погрешн ость, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ПС Чкаловская-тяговая 110/10кВ ЗРУ-10кВ 1СШ ФПЭ-1-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О486 Зав. № О476 |
НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4596 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1035664 |
RTU-327 Зав. № 001231 |
Активная Реакти вная |
± 1,2 - |
± 3,2 - |
2 |
ПС Чкаловская-тяговая 110/10кВ ЗРУ-10кВ 2СШ ФПЭ-2-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О482 Зав. № О484 |
НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 864 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1052209 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - | |
3 |
ПС Муромская-тяговая 10кВ Ввод-1 РУ-10 кВ |
ТОЛ-10 200/5 Кл.т.0,5 Зав. № 19089 Зав. № 19090 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 362 |
EA05RAL-Р4В-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1117967 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,2 | |
4 |
ПС Муромская-тяговая 10кВ РУ-10кВ 1СШ ФПЭ-1-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О485 Зав. № О520 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 362 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1035519 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - | |
5 |
ПС Муромская-тяговая 10 кВ РУ-10кВ 2СШ ФПЭ-2-10кВ |
ТПЛ-10-М 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № 2770 Зав. № 2845 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 378 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1035839 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - | |
6 |
ПС Пионерская-тяговая 10кВ РУ-10кВ 1СШ ФПЭ-1-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О467 Зав. № О468 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 329 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1040448 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - | |
7 |
ПС Пионерская-тяговая 10кВ РУ-10кВ 2СШ ФПЭ-2-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О474 Зав. № О473 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 358 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1040488 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - | |
8 |
ПС Пионерская-тяговая 10кВ РУ-10кВ 2СШ ФПЭ-3-10кВ |
ТЛМ-10 50/5 Кл.т.0,5 Зав. № О490 Зав. № О480 |
НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 358 |
EA05L-B-3 Кл.т. 0,5S/-Зав. № 1035831 |
Активная Реакти вная |
± 1,3 - |
± 3,2 - |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) UH; ток (от 1,0 до 1,2) IH; cos9 = 0,8 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы
п ервичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) IH1; коэффициент мощности от cosф ^пф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1) Uh2; диапазон силы
в торичного тока (от 0,01 до 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности от cosф ^^ф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для ЕвроАЛЬФА от минус 40°С до 70°С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 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 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 4. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 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 = 1 ч;
- yCCB-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 с помощью
и сточника 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - 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 - не менее 5 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента |
Тит компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-00 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
15128-03 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
831-69 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-00 |
4 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
8 |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 |
RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр 13526821.4611.037.ЭД.ФО |
_ |
_ |
1 |
Технорабочий проект 13526821.4611.037.Т1.01 П4 |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60942-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 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 электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- 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 минус 20 до плюс 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 13526821.4611.037.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Калининградской области
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.