Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "133 км (Киркомбинат)" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области
Номер в ГРСИ РФ: | 64766-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км (Киркомбинат)» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской области (далее -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 | 64766-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "133 км (Киркомбинат)" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 111 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
64766-16: Описание типа СИ | Скачать | 109.3 КБ | |
64766-16: Методика поверки МП 206.1-006-2016 | Скачать | 994 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км (Киркомбинат)» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской области (далее -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 трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ, 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;
Третий 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 энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза 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 со
стоянии 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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения 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 сигнал с выходов счетчиков 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 (далее - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) типа 35LVS (35HVS).
Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1с 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.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1, 2.
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 «АльфаЦЕНТР»
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 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
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 3, 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 приведен в таблице 3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ТП «133 км (Киркомбинат)» | ||||||
1 |
Фидер 4 СбытЭнерго |
ТЛО-10 класс точности 0,2 S Ктт=150/5 Зав. № 7068; -; 7073 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 990 Рег. № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01118311 Рег. № 16666-07 |
RTU-327 Зав. №000785 Рег. № 19495-03 |
Активная Реактивная |
2 |
Фидер 5 быт 10кВ |
ТЛП-10 класс точности 0,5 Ктт=50/5 Зав. № 10006; -; 6595 Рег. № 30709-05 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 990 Рег. № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01118480 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
3 |
Фидер 6 10кВ ООО «Энерго» |
ТЛО-10 класс точности 0,2 S Ктт=75/5 Зав. № 7060; -; 7227 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 990 Рег. № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01118360 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
4 |
Фидер 3 СбытЭнерго |
ТЛО-10 класс точности 0,2 S Ктт=100/5 Зав. № 1839; -; 1781 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 987 Рег. № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01118190 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
5 |
Фидер 7 10кВ ООО «Энерго» |
ТЛО-10 класс точности 0,2 S Ктт=100/5 Зав. № 1766; -; 1824 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. № 987 Рег. № 20186-05 |
EA05RL-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01118370 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
(bsoo |
Границы интервала допускаемой относите при измерении активной электрической энерг плуатации АИИС КУЭ ( |
льной погрешности ИК ии в рабочих условиях экс-;5), % | |||
51%, |
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1% ^ 1изм<1 2 % |
I2% ^ 1изм<1 5 % |
I5 %—1изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—I-изм—I120% | ||
1, 3-5 (ТТ - 0,2S; ТН -0,5; счетчик -0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 |
0,9 |
- |
±2,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
0,87 |
- |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 |
±1,7 | |
0,8 |
- |
±2,2 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
0,5 |
- |
±2,8 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,2 | |
2 (ТТ - 0,5; ТН -0,5; счетчик -0,5S/1,0) |
1,0 |
- |
- |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
0,9 |
- |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,8 | |
0,87 |
- |
- |
±2,9 |
±2,0 |
±1,8 | |
0,8 |
- |
- |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
0,5 |
- |
- |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 | |
Номер ИК |
(bsoo |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||||
51%, |
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1% ^ 1изм<1 2 % |
I2% ^ 1изм<1 5 % |
I5 %—1изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—I-изм—I120% | ||
1, 3 - 5 (ТТ - 0,5; ТН -0,5; счетчик -0,5S/1,0) |
0,87 |
- |
±4,2 |
±4,0 |
±3,7 |
±3,7 |
0,8 |
- |
±3,9 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,6 | |
0,5 |
- |
±3,5 |
±3,4 |
±3,4 |
±3,4 | |
2 (ТТ - 0,5; ТН -0,5; счетчик -0,5S/1,0) |
0,87 |
- |
- |
±6,6 |
±4,5 |
±4,1 |
0,8 |
- |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
0,5 |
- |
- |
±4,3 |
±3,5 |
±3,4 |
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-UH до 1,01-UH; ток от 1Д1н до 1,2-Тн; cos9 = 0,87 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 60 до плюс 40°С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Ин1 до 1,Ьин1; диапазон силы первичного тока от 0,0Пн1 до 1,2-1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота от 49,5 до 50,5 Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 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/UH2 до 1,LUh2; диапазон силы вторичного тока от C).0IJll2 до 1,2- 1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) от 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 счетчиков от минус 40 до плюс 65°С;
- относительная влажность воздуха для счетчиков не более 95 % при 30°С;
- параметры питающей сети: напряжение от 210 до 230 В; частота от 49 до 51 Гц;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% от 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- 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 - 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 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км «Киркомбинат»» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской 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.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАльфа |
5 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-006-2016 |
1 |
Формуляр |
71653579.411711.639/1.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-006-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км «Киркомбинат»» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской области.. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 02.08.2016 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»;
- счетчиков ЕвроАльфа - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
- 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»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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), Рег. № 22129-01: 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%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км (Киркомбинат)» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской области.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «133 км (Киркомбинат)» Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Самарской области», свидетельство об аттестации № 206.1-132/01.00225-2011/2016 от 03.08.2016 г.
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.