Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Бурятия (2 очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 67493-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67493-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Бурятия (2 очередь) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| 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
| 67493-17: Описание типа СИ | Скачать | 127.4 КБ | |
| 67493-17: Методика поверки МП 206.1-081-2017 | Скачать | 2.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения 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-й уровень - комплексы измерительно-информационные (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - комплекс измерительно-вычислительный регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (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-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК) Центра сбора данных АИИС КУЭ, 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 (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 комплекса измерительно-вычислительного 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). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. 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.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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.
Файл «ac_metrology.dll» является библиотекой метрологически значимых функций программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.9.8.1 ПО «АльфаЦЕНТР» версии 14.05.01.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
14.05.01.01 или выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (ac metrology.dll) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит программный комплекс (ПК) «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающий в себя модуль «Энергия Альфа 2». С помощью ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.0.2 или выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Таблица 3 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
ТП «Северобайкальск» | ||||||
|
46 |
БСК-1 |
ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Kt=0,2S Ктт=100/1 Зав. № 1846-16; 1847-16; 1845-16 № 52619-13 |
НАМИ-220 УХЛ1 Кт=0,2 Ктн=220000:^3/100:^3 Зав. № 1123; 1132; 1134 № 20344-05 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Kt=0,2S/0,5 Зав. № 01300737 № 31857-11 |
RTU-327 зав. № 000904 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
|
47 |
БСК-2 |
ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Kt=0,2S Ктт=100/1 Зав. № 1879-16; 1880-16; 1878-16 № 52619-13 |
НАМИ-220 УХЛ1 Кт=0,2 Ктн=220000:^3/100:^3 Зав. № 1133; 1129; 1128 № 20344-05 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Kt=0,2S/0,5 Зав. № 01300736 № 31857-11 |
активная реактивная | |
Примечания:
1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 3. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть;
3 Допускается замена устройства сбора и передачи данных (УСПД) на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % | ||||
|
cos ф = 0,866 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,866 |
cos ф = 0,8 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
46, 47 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005) |
0,021н1 < Ii< 0,051н1 |
1,1 |
1,2 |
1,2 |
1,4 |
|
0,051н1 < I1< 0,11н1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,1 | |
|
0,11н1 < I1< 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,9 |
1,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1,21н1 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,9 | |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 0,866 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
sin ф = 0,866 |
cos ф = 0,866 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
sin ф = 0,866 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
46, 47 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 по ТУ 4228-01129056091-11) |
0,051н1 < I1 < 0,11н1 |
1,6 |
1,4 |
0,9 |
2,1 |
1,9 |
1,6 |
|
0,1Iki < I1< 0,2Iki |
1,2 |
1,1 |
0,8 |
1,9 |
1,7 |
1,5 | |
|
0,21н1 < I1 < 1,21н1 |
1,1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,7 |
1,5 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В Таблицах 4 и 5 в графе «Основная погрешность ИК, ±6, %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при вероятности Р=0,95, coscp 0,8: 0,866/ sinp 0,5: 0,866 (при емкостной нагрузке);
3 В Таблицах 4 и 5 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при вероятности Р=0,95, coscp 0,8: 0,866/ simp 0,5: 0,866 (при емкостной нагрузке) и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;
4 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном частота, % от £ном коэффициент мощности cos9/ sino (при емк. нагрузке) температура окружающего воздуха, °C: для счетчиков магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более: для счетчиков |
от 99 до 101 от 2 до 120 от 99,7 до 100,3 от 0,8 до 0,866/0,5 до 0,866 от +21 до +25 0, 05 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном частота, % от £ном коэффициент мощности cos9/ sin9 (при емк. нагрузке) температура окружающего воздуха, °C: для ТТ и ТН для счетчиков для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл: для счетчиков |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 99,2 до 100,8 от 0,8 до 0,866/0,5 до 0,866 от -60 до +40 от -40 до +65 от +1 до +50 от 0,05 до 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800: среднее время наработки до отказа, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, УСПД RTU-327: среднее время наработки до отказа, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Сервер: коэффициент готовности, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
120000 48 40000 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее ИВКЭ: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (передачи) по каждому каналу, сутки, не менее ИВК: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
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:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчике;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервер (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 |
6 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
2 |
|
Шлюз-концентратор интеллектуальный (ШКИ) ЕСНик-800 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных RTU-327 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника |
1 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр 01-705-ФО |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации АУВП.411711.650.ЭД.ИЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-081-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 06.03.2017 г.
Основные средства 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;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП. «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП. «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки»», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 27008-04;
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
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
Смотрите также
