Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чернореченская" Красноярской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Красноярского края
Номер в ГРСИ РФ: | 62952-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
62952-15: Описание типа СИ | Скачать | 114.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чернореченская» Красноярской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Красноярского края (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 | 62952-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чернореченская" Красноярской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Красноярского края |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 568 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62952-15: Описание типа СИ | Скачать | 114.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чернореченская» Красноярской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Красноярского края (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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 в режиме измерений реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 001504), 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-й 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 сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
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 приёма-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучёта, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по запросу ИВК.
В ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при повышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД-сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД
производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка
осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД ±2 с, но не реже 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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
На уровне регионального Центра энергоучёта используется ПО «АльфаЦЕНТР», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1. 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. 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».
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения, отображения измерительной информации и передачи данных субъектам ОРЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 14 |
Цифровой идентификатор ПО |
0E90D5DE7590BBD89594906C8DF82AC2 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.13.6 |
Цифровой идентификатор ПО |
A61ADC9069FB03A0069DD47BB71DC768 |
Другие идентификационные данные, если имеются |
enalpha.exe |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта учета, |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Ктт •Ктн •Ксч |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | ||||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
УСПД |
Основная погрешность, ИК, (±6) % |
Погрешность ИК в рабочих условиях, (±6) % | ||||||
Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5 |
oos ф = 0,5 sin ф = 0,87 | ||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
6.1 |
ТП «Чернореченская» (ЭЧЭ-6) Ввод Т1 110 кВ |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=200/1 № 58287-14 |
А |
ТГФ-110 УХЛ1 |
845 |
RTU-327 зав. № 001504 Госреестр № 41907-09 |
220000 |
активная реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,7 |
B |
ТГФ-110 УХЛ1 |
844 | |||||||||
C |
ТГФ-110 УХЛ1 |
842 | |||||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10545 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10547 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10558 | |||||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01289413 | ||||||||
6.2 |
ТП «Чернореченская» (ЭЧЭ-6) Ввод Т2 110 кВ |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=200/1 № 58287-14 |
А |
ТГФ-110 УХЛ1 |
841 |
220000 |
активная реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,7 | |
B |
ТГФ-110 УХЛ1 |
843 | |||||||||
C |
ТГФ-110 УХЛ1 |
847 | |||||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10545 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10547 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10558 | |||||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01289416 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
6.3 |
ТП «Чернореченская» (ЭЧЭ-6) Ввод Т3 110 кВ |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=200/1 № 58287-14 |
А |
ТГФ-110 УХЛ1 |
849 |
RTU-327 зав. № 001504 Госреестр № 41907-09 |
220000 |
активная реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,7 |
B |
ТГФ-110 УХЛ1 |
846 | |||||||||
C |
ТГФ-110 УХЛ1 |
848 | |||||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-13 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10546 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10557 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
10548 | |||||||||
Счетчик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01289417 |
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 компонентов АИИС КУЭ:
- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uh; ток (от 1,0 до 1,2) Ih; cos9 =
0,8инд.;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 60 °С до 40 °С;
- относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 65°С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °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 18°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 75 %;
- 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 2% 1ном, cos9 = 0,5 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°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 2. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Российские железные дороги» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
8 Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и по ТУ 4228-011-29056091-11.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120 000 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;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности te = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
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 45 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 - 45 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чернореченская» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Красноярского края типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТГФ-110 |
58287-14 |
9 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-13 |
9 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-11 |
3 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
41907-09 |
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 |
Паспорт-Формуляр |
ТЕ.411711.568.ФО02 |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62952-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чернореченская» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Красноярского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.10.2015 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 по МИ 2925-2005. «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- 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 Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;
- 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 -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы АИИС КУЭ тяговой подстанции «Чернореченская» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Красноярского края».
Нормативные документы
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.