Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Пензенской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 62355-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| 62355-15: Описание типа СИ | Скачать | 95.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62355-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Пензенской области |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 084-2 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62355-15: Описание типа СИ | Скачать | 95.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-327, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются следующие задачи:
- коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала времени;
- измерение средней мощности на заданных интервалах времени;
- мониторинг нагрузок заданных объектов.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее по тексту - 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 энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках электроэнергии мгновенные значения силы электрического тока и напряжения преобразуются в цифровой код, с использованием которого в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета 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 код с выходов счетчиков электроэнергии при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД 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 шкалы времени с национальной шкалой координированного времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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 счетчиков 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 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 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.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 1-4.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АРМ»______________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
АльфаЦЕНТР АРМ |
|
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ |
1ЕНТР СУБД «ORACLE» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
9 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE» |
|
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ |
ЕНТР Коммуникатор» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
АльфаЦЕНТР Коммуникатор |
|
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергия-Альфа 2» | |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
ПК «Энергия-Альфа 2» |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 5.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 6, 7.
Таблица 5 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование объекта |
ха] |
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ, рактеристики, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
ТП Анучино Фидер 2 10 кВ |
ТЛО-10 УЗ; ТОЛ-10 Ктт=75/5 КТ 0,2S № 25433-07; № 7069-79 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-05 |
EAO5RL-PIB-3 КТ 0,5S/1 № 16666-97 |
RTU-327 № 41907-09 |
|
2 |
ТП Лунино Фидер 6 10 кВ |
ТПЛ-10с Ктт=150/5 КТ 0,5 № 29390-05 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 № 20186-05 |
СЭТ4-ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 № 20175-01 | |
Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
cosф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
|
55(10) % |
520 % |
5100 % | ||
|
I5(10) %^1 изм<1 20 % |
I20 %^1изм<1100% |
1100 %—I-изм—I120% | ||
|
1 |
1,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; |
0,8 |
±1,9 |
±1,9 |
±1,9 |
|
Сч. 0,5S) |
0,5 |
±2,5 |
±2,4 |
±2,4 |
|
2 |
1,0 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,7 |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,8 |
±3,4 |
±2,3 |
±2,1 |
|
Сч. 0,5S) |
0,5 |
±5,8 |
±3,5 |
±2,9 |
Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)___________________________________________________________
|
Номер ИК |
cosф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
|
55(10) % |
520 % |
5100 % | ||
|
15(10) %—I изм<1 20 % |
I20 %—Iизм<I100% |
I100 %—^зм—1120% | ||
|
1 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 1,0) |
0,866 |
±3,5 |
±3,5 |
±3,5 |
|
0,6 |
±3,8 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0) |
0,866 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,6 |
|
0,6 |
±5,8 |
±4,3 |
±4,0 | |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom, где Uhom - номинальное значение напряжения;
б) диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom, где Ihom - номинальное значение тока;
в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
а) ТТ: от минус 40 до 50 °С;
б) счетчиков: от 21 до 25 °С;
в) ИВК: от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения: (0,9 - 1,1) Uhom;
б) диапазон силы тока: (0,01 - 1,2) Ihom;
в) частота (50,0 ± 0,5) Гц;
г) коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);
- температура окружающего воздуха:
а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,
б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,
в) для ИВК: от 15 до 40 °С;
- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;
- магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность
|
Наименование |
Обозначение (тип) |
Кол-во шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 УЗ |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
EAO5RL-PIB-3 |
1 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ4-ТМ.02.2 |
1 |
|
У стройство синхронизации системного времени |
35LVS (35HVS) |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
Комплексы измерительно вычислительные для учета электроэнергии |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Комплексы измерительно вычислительные для учета электроэнергии |
«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
1 |
|
Методика поверки |
1 | |
|
Паспорт-формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62355-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 октября 2015 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
Смотрите также
