Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Ульяновской области
| Номер в ГРСИ РФ: | 69753-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69753-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Ульяновской области |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 073 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 69753-17: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ | |
| 69753-17: Методика поверки МП 206.1-329-2017 | Скачать | 7.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области (далее - 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.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), 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 (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных -основного и резервного, сервера управления), ПО «Энергия Альфа 2», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.
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 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 по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО «РЖД» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
ЦСОД ОАО "РЖД" также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-35HVS (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ЦСОД ОАО «РЖД».
ЦСОД ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов ЦСОД ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи ЦСОД - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и ЦСОД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - ЦСОД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 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
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.3.ХХ |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ТП «Барыш» | |||||
|
1 |
Ввод-1 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 7184, 7182, 7183 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 6995, 6992, 7003 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238532 рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 1130 рег. № 41907-09 |
|
2 |
Ввод-2 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 7185, 7180, 7181 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 6987, 6996, 6999 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238181 рег. № 31857-11 | |
|
ТП «Безводовка» | |||||
|
3 |
Ввод-1 110кВ |
VAU-123 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 31100357, 31100358, 31100359 рег. № 53609-13 |
VAU-123 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 31100357, 31100358, 31100359 рег. № 53609-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01257534 рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 1130 рег. № 41907-09 |
|
ТП «Должниково» | |||||
|
4 |
Ввод-1 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 7961, 7964, 7966 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 7741, 7665, 7667 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01241335 рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 1130 рег. № 41907-09 |
|
5 |
Ввод-2 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 7956, 7955, 7939 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 7745, 7658, 7659 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01241341 рег. № 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
СТ-1 110кВ |
ТГФМ-110 II* УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 75/1 Зав. № 7782, 7781, 7780 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 7741, 7665, 7667 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01241338 рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 1130 рег. № 41907-09 |
|
7 |
СТ-2 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 7788, 7855, 7854 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 7745, 7658, 7659 рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01241346 рег. № 31857-11 | |
|
ТП «Инза» | |||||
|
8 |
Ввод-1 110кВ |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 8521, 8514, 8484 рег. № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 8771, 8780, 8783 рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01257573 рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 1130 рег. № 41907-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК________________________
Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д \ % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
Продолжение таблицы 3
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 - 8 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
1,5 |
2,3 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,4 |
0,9 |
2,0 |
1,6 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |
|
IH1 < I1 < 1,2Ih1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Л), с |
5 | ||||
Примечания
1 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UHOm - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UHOm - ток, % От Ihom - коэффициент мощности |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от +1 до +50 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, |
100000 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, |
70000 |
|
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 II* |
21 шт. |
|
Трансформаторы комбинированные |
VAU-123 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
15 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
8 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-329-2017 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
82462078.411711.001.073.ПС-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-329-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.11.2017 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 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. 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 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.007МП.», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
