Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Приморского края
Номер в ГРСИ РФ: | 63269-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края (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 | 63269-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Приморского края |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 47 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63269-16: Описание типа СИ | Скачать | 108.4 КБ | |
63269-16: Методика поверки | Скачать | 588.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края (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 - 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
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.
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».
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
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС Дальне- |
эеченск-тяговая | |||||||
1 |
ф. 1 10 кВ ПЭС "З" |
ТЛК-10-6 кл. т. 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 5607; 5566 Г осреестр №9143-01 |
НАМИ-1095 УХЛ2 кл. т. 0,5 Ктн=10000/ 100 Зав. № 326 Г осреестр №20186-00 |
EA05RL-В-3 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01067146 Г осреестр №1666697 |
TU-327 Ю1496 219945-03) |
Актив ная Реактивная |
± 1,3 ± 2,1 |
± 5,7 ± 3,5 |
2 |
ф. 2 10 кВ ПЭС "В" |
ТЛК-10-6 кл. т. 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 5565; 5991 Г осреестр №9143-01 |
НАМИ-1095 УХЛ2 кл. т. 0,5 Ктн=10000/ 100 Зав. № 326 Г осреестр №20186-00 |
EA05RL-В-3 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1067149 Г осреестр №1666697 |
УСПД Rr Зав. № С (Госреестр № |
Актив ная Реактивная |
± 1,3 ± 2,1 |
± 5,7 ± 3,5 |
ПС Надеждинская-тяговая | ||||||||
3 |
Ввод Т-1 10 кВ |
ТОЛ-НТ3-10-12 кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 1430; 1445; 1501 Г осреестр №51679-12 |
ЗНОЛП-НТ3-10 кл. т. 0,5 Ктн=10000/ 100 Зав. № 1500; 1498; 1542 Г осреестр №51676-12 |
A1802RL X-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1255925 Г осреестр №31857 11 |
УСПД RTU-327 Зав. № 001496 (Госреестр №19945-03) |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,3 |
± 5,5 ± 2,9 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
Ввод Т-2 10 кВ |
ТОЛ-НТ3-10-12 кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 1463; 1444; 1421 Госреестр №51679-12 |
ЗНОЛП-НТ3-10 кл. т. 0,5 Ктн=10000/ 100 Зав. № 1497; 1515; 1499 Г осреестр №51676-12 |
A1802RL X-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1255926 Г осреестр №3185711 |
УСПД RTU-327 Зав. № 001496 (Госреестр №19945-03) |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,3 |
± 5,5 ± 2,9 |
ПС Анисимовка-тяговая | ||||||||
5 |
ф. 10 кВ №5 |
ТПЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 49688; 46007 Г осреестр №2363-68 |
НАМИ-1095 УХЛ2 кл. т. 0,5 Ктн=10000/ 100 Зав. № 1376 Г осреестр №20186-00 |
A1805RA L-P4GB-DW-3 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1226645 Г осреестр №3185711 |
УСПД RTU-327 Зав. № 001496 (Госреестр №19945-03) |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,7 ± 4,3 |
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 = 0,87 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
первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; 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) ин2; диапазон силы
вторичного тока (от 0,01 до 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности от cosф ^тф) 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 СЭТ-4ТМ.03М от минус 40°С до 60°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^Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% Ihom cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же характеристиками. 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;
- счётчик 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;
- УССВ-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- УССВ-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 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 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края 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 |
ТЛК-10-6 |
9143-01 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТ3-10-12 |
51679-12 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-00 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТ3-10 |
51676-12 |
6 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-11 |
3 |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 |
RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Наименование компонента |
Тит компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Формуляр 13526821.4611.047.ЭД.ФО |
_ |
_ |
1 |
Технорабочий проект 13526821.4611.047.Т1.01 П4 |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 63269-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25 ноября 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 № 1666-97) - по мето
дике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-11) - в соот
ветствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 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 минус 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 13526821.4611.047.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Дальневосточной железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Приморского 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.