Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Куянбар" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Омской области
Номер в ГРСИ РФ: | 62023-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
62023-15: Описание типа СИ | Скачать | 109.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Куянбар» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62023-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Куянбар" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Омской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1346 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62023-15: Описание типа СИ | Скачать | 109.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Куянбар» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской 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 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения реактивной электроэнергии) , 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. № 001131), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», 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.
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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» 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
Идентиф икационные признаки |
Значение | |||
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР АРМ» |
«АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle» |
«АльфаЦЕНТР Коммуникатор» |
ПК «Энергия Альфа 2» |
Номер версии (идентификационны й номер) ПО |
4 |
9 |
3 |
2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
a65bae8d715093 1f811cfbc6e4c71 89d |
bb640e93f359ba b15a02979e24d5 ed48 |
3ef7fb23cf160f5 66021bf19264ca 8d6 |
17e63d59939159 ef304b8ff63121d f60 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 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 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 «Куянбар» | ||||||
1 |
Т 110 кВ |
ТОГФМ-110 класс точности 0,2S Ктт=75/1 Зав. № 470; 472; 473 Госреестр № 53344-13 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 10239; 10242; 10559 Госреестр № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01289944 Госреестр № 31857-11 |
RrU-327 зав. № 001131 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 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 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)Ihi < I1 < 0,05Ihi |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
0,05Ihi < Ii < 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,0 | |
0,2Ihi < 11 < 1н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,8 |
0,8 |
0,9 | |
Ih1 < 11 < 1,2Ih1 |
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 | |||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), % |
Г раницы и относительной измерений в раб эксплуа соответствуют! Р=0,95, |
нтервала погрешности очих условиях тации, 1е вероятности ;± з), % | |||
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 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < 11 < 0,05Ih1 |
2,1 |
1,8 |
2,5 |
2,3 |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
1,6 |
1,4 |
2,1 |
2,0 | |
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,1 |
1,0 |
1,8 |
1,7 | |
Ih1 < Ii < 1,2Ihi |
1,1 |
1,0 |
1,8 |
1,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В, частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uh; диапазон силы тока
(1,0 - 1,2) 1н; коэффициент мощности cos9 (sin9) -0,87 (0,5); частота (50 ± 0,5)Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от 15 до 35 °С; счетчиков -от 21 до 25°С; ИВК - от 10 до 30°С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
- Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения(0,9^- 1,1)-Uhi; диапазон силы первичного тока - от (0,02 (0,05) — 1,2)-Ihi; диапазон коэффициента мощности cos9(sin9) - 0,5- 1,0(0,6 —0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 60 до 40°С;
- относительная влажность воздуха 100 %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
- Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:
— параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 -4,1)^Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,05) - 1,2)^Ih2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5- 1,0 (0,6- 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения менее 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60)%;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ
не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:
1 . параметрирования;
2. пропадания напряжения;
3. коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1. счетчика;
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3. испытательной коробки;
4. УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
1 . пароль на счетчике;
2 . пароль на УСПД;
3 . 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Куянбар» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской 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 ТОГФМ-110 |
3 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
1 |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 |
1 |
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 62023-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Куянбар» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 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» 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 А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для 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.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Куянбар» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Омской области», аттестованной Обществом с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергоаудитконтроль», аттестат об аккредитации № 01.00252-2011 от 02.03.2011.
Нормативные документы
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 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
7. 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».