Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области, 50144-12

Документы

Описание типа

Карточка СИ

Номер в госреестре	50144-12
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области
Изготовитель	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Год регистрации	2012
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения 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-ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 19495-03, зав. № 000779), и содержит программное обеспечение (далее - ПО) "Альфа-Центр", 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-ий 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 энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) 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 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.

Лист № 2 Всего листов 8

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК 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). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога 1с 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 ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - 1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " АльфаЦентр Коммуникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" 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.

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в себя модуль "Энергия Альфа 2". С помощью ПО"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.

Наименование ПО	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификацион ный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм цифрового идентификат ора ПО
" АльфаЦентр"	" Альфа-Центр АРМ"	4	a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d	MD5
" АльфаЦентр"	" Альфа-Центр СУБД "Oracle"	9	bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48	MD5
" АльфаЦентр"	" Альфа-Центр Коммуникатор"	3	3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6	MD5
"ЭНЕРГИЯ- АЛЬФА"	ПК "Энергия Альфа 2"	2.0.0.2	17e63d59939159ef 304b8ff63121df60	MD5

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

№ ИИК	Диспетчерское наименование точки учёта	Состав 1-го и 2-го уровней				Вид электроэнергии
№ ИИК	Диспетчерское наименование точки учёта	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии	УСПД	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
ТП "Касторная"
1	ВЛ-1-110кВ точка измерения №1	ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=300/1 Зав. № 5490; 5488; 5492 Госреестр № 23256-11	НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5766; 5628; 5635 Госреестр № 24218-08	A1802RALQ-P4GB- DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219378 Госреестр № 31857-06	RTU-327 зав. № 000779 Г осреестр № 19495-03	активная реактивная
2	ТП-1-110кВ точка измерения №3	ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 5539; 5538; 5495 Госреестр № 23256-11	НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5766; 5628; 5635 Госреестр № 24218-08	A1802RALQ-P4GB- DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219368 Госреестр № 31857-06		активная реактивная
3	ТП-2-110кВ точка измерения №4	ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 5535; 5534; 5491 Госреестр № 23256-11	НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5717; 5684; 5765 Госреестр № 24218-08	A1802RALQ-P4GB- DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219340 Госреестр № 31857-06		активная реактивная

Номер ИИК	Диапазон значений силы тока	Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95:
		Основная относительная погрешность ИИК, (±5), %			Относитель погрешность ] рабочих усло эксплуатации,		ная ШК в виях (±5), %
		cos j = 1,0	cos j = 0,87	cos j = 0,8	cos j = 1,0	cos j = 0,87	cos j = 0,8
1 - 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1	1,0	1,1	1,1	1,2	1,2	1,3
	0,05I^ < I1 < 0,2I^	0,6	0,7	0,8	0,8	0,9	1,0
	0,2I^ < I1 < I^	0,5	0,6	0,6	0,8	0,8	0,9
	< I1 < 1,2!н1	0,5	0,6	0,6	0,8	0,8	0,9

Таблица 4. - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)

Номер ИИК	Диапазон значений силы тока	Доверительные границы от результата измерений реак доверительной ве		носительной погрешности гивной электроэнергии при роятности P=0,95:
		Основная относительная погрешность ИИК, (±5), %		Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos j = 0,87 (sin j = 0,5)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)	cos j = 0,87 (sin j = 0,5)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)
1 - 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)	0,02^1 < I1 < 0,05^1	2,4	2,1	3,2	2,8
	0,05I^ < I1 < 0,2I^	1,5	1,3	1,9	1,7
	0,2I^ < I1 < I^	1,1	0,9	1,3	1,2
	< I1 < 1,2!н1	1,0	0,9	1,2	1,1

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Ин;

• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;

• диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

• частота - (50 ± 0,15) Гц;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)Хн1; коэффициент мощности cos j(sin j) - 0,8 - 1,0 (0,6

- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)!н2; коэффициент мощности cos j(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6

- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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;

•S пропадания напряжения;

•S коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

S счетчика;

S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

S испытательной коробки;

^ УСПД.

• наличие защиты на программном уровне:

•S пароль на счетчике;

S пароль на УСПД;

S пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;

• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой 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.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Кол-во, шт.
Трансформаторы тока ТБМО-110 УХЛ1	9
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1	6
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300	1
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800	3
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника	1
Сервер управления HP ML 360 G5	1
Сервер основной БД HP ML 570 G4	1
Сервер резервный БД HP ML 570 G4	1
Методика поверки	1
Формуляр	1
Инструкция по эксплуатации	1

Поверка

осуществляется по документу МП 50144-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в апреле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "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";

• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

• Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 7 Всего листов 8

• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."

• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";

• 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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.500.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Липецкэнерго" Юго-Восточной железной дороги".

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Касторная" Юго-Восточной ЖД -филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области

1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7. АУВП.411711.500.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Липецкэнерго" ЮгоВосточной железной дороги".

Государственный реестр средств измерений