| Номер в госреестре | 62058-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Хопкино" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Кемеровской области |
| Изготовитель | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хопкино» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения реактивной электроэнергии) , 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 RTO-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 001135), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, 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;
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.
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.
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 ±1с. 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. 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.
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». 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.
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
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР АРМ»; «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle»; «АльфаЦЕНТР Коммуникатор»; ПК «Энергия Альфа 2»; |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4; 9; 3; 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО;
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
| ТП «Хопкино» | ||||||
| 1 | Т - 1 110 кВ | ТОГФМ-110 класс точности 0,2S Ктт=75/1 Зав. № 466; 467; 468 Госреестр № 53344-13 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9977; 9978; 9979 Госреестр № 24218-13 | А1802R АLQ-Р4GВ -DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01289979 Госреестр № 31857-11 | RXU-327 зав. № 001135 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | Т - 2 110 кВ | ТОГФМ-110 класс точности 0,2S Ктт=75/1 Зав. № 469; 471; 474 Госреестр № 53344-13 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9980; 10290; 10293 Госреестр № 24218-13 | А1802R АLQ-Р4GВ -DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01289985 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
Лист № 4 Всего листов 8
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК, входящих в состав АИИС КУЭ (активная энергия)_
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | ||
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,3 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК, входящих в состав АИИС КУЭ (реактивная энергия)_
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±£), % | ||||
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 2,1 | 1,8 | 2,5 | 2,3 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,6 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | |
| 0,2I^ < I1 < Iн1 | 1,1 | 1,0 | 1,8 | 1,7 | |
| < I1 < 1,2Iн1 | 1,1 | 1,0 | 1,8 | 1,7 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В, частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2) 1н; коэффициент мощности cosj (sinj) -0,87 (0,5); частота (50 ± 0,5)Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от 15 до 35 °С; счетчиков -от 21 до 25 °С; ИВК - от 10 до 30°С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения(0,9-- 1,1)-Цн1; диапазон силы первичного тока - от (0,02 (0,05) - 1,2)-1н1; диапазон коэффициента мощности cosj(sinj) - 0,5- 1,0(0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 60 до 40°С;
- относительная влажность воздуха 100 %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 --1,1)-ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,05) - 1,2)-1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5- 1,0 (0,6- 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения менее 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60)%;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД ЯТи-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:
а ) параметрирования;
б ) пропадания напряжения;
в ) коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
а ) счетчика;
б ) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
в ) испытательной коробки;
г) УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
а ) пароль на счетчике;
б ) пароль на УСПД;
в ) 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 - до 5 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.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хопкино» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ 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 ТОГФМ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных серии RXU-327 | 1 |
| 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 |
осуществляется по документу МП 62058-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хопкино» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в
границах Кемеровской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2015 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для УСПД RLU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- 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.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хопкино» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области», аттестованной Обществом с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергоаудитконтроль», аттестат об аккредитации № 01.00252-2011 от 02.03.2011.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хопкино» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской 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 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
7) 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».
