Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Луховицы" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Московской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 76776-19
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Луховицы» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Скачать

76776-19: Описание типа СИ Скачать 103.4 КБ
76776-19: Методика поверки Скачать 4.4 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 76776-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Луховицы" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Московской области
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 6074
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Луховицы» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области (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 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), включающий в себя сервер сбора данных, ПО «Энергия Альфа 2», 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. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-35НУ8 (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 2.0.3.16

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

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 «Луховицы»

1

ЛЭП-35 кВ Луховицы 363

ТЛ-ЭК-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 62786-15

ЗНОЛ-СЭЩ кл.т. 0,2 Ктн = 35000/V3 / 100/V3 рег. № 71707-18

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

RTU-327 рег. № 41907-09

2

ЛЭП-35 кВ Пайма

ТЛ-ЭК-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 62786-15

ЗНОЛ-СЭЩ

кл.т. 0,2 Ктн = 35000/V3 /

100/V3

рег. № 71707-18

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

Примечания

1    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 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

3    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.

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

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

1-2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1

1,0

1,1

1,1

1,8

1,2

1,2

1,3

2,0

0,05I^ < I1 < 0,2I^

0,6

0,7

0,8

1,3

0,8

0,9

1,0

1,4

0,21^н1 < ^ < ^1

0,5

0,5

0,6

0,9

0,8

0,8

0,9

1,2

Iнl < I1 < 1,2Гн1

0,5

0,5

0,6

0,9

0,8

0,8

0,9

1,2

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

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)

1-2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl

1,8

1,5

2,3

2,0

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

1,4

0,9

2,0

1,6

0,2Iнl < I1 < Iнl

1,0

0,8

1,8

1,5

Iн1 < Il < 1,2Iн1

1,0

0,8

1,8

1,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±А), с

5

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,87

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1(2) до 120

- коэффициент мощности, cosj

от 0,5 инд до 0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °С:

- для ТТ и ТН

от -60 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от +1 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

УСПД RTU-327:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

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, не менее

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

ТЛ-ЭК-35

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-107-2019

1 экз.

Паспорт-формуляр

ТМЖИ.411711.001.09.ПС-ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-107-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Луховицы» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

28.10.2019 г.

Основные средства 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;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

03.04.2017 г.;

-    для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.007МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    средства измерений по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;

-    средства измерений по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;

-    средства измерений по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;

-    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) тяговой подстанции «Луховицы» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области, аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Луховицы» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Оксочи» Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Новгородской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) пре...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Обнинское» Московской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Калужской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) пре...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Алфёрово» Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) пр...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Малая Вишера» Октябрьской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Новгородской области (далее по тексту - АИИС КУ...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тарасиха» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кировской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) пре...