| Номер в госреестре | 62353-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Мордовия |
| 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) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Мордовия (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-327, выполняет функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на третий уровень, содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются следующие задачи:
- коммерческий многотарифный учет электроэнергии в течение заданного интервала времени;
- измерение средней мощности на заданных интервалах времени;
- мониторинг нагрузок заданных объектов.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее по тексту - 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 энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках электроэнергии мгновенные значения силы электрического тока и напряжения преобразуются в цифровой код, с использованием которого 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой код с выходов счетчиков электроэнергии 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 информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени с национальной шкалой координированного времени в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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 счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
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 Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». С помощью ПО «АльфаТ 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.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 1-4.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | [ДНТР АРМ» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаТ ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
| Другие идентификационные данные, если имеются | А льфаТ ЦЕНТР АРМ |
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | (ЕНТР СУБД «ORACLE» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Альфа! ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 9 |
| Цифровой идентификатор ПО | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | АльфаЦЕНТР СУБД «ORACLE» |
| Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦ | ЕНТР Коммуникатор» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Альфа.Т ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | АльфаЦ ЦЕНТР Коммуникатор |
| Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергия-Альфа 2» | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ПК «Энергия-Альфа 2» |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указан
ные в таблицах 6-7, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 5.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 6, 7. Таблица 5 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ_
| № ИК | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровн характеристики, № в реест | ей АИИС КУЭ, ре СИ ФИФ ОЕИ | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП Теплый Стан Ввод 2 110кВ | ТГФМ-110 П*У1 Ктт=200/1 КТ 0,2S № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000/100 КТ 0,2 № 24218-03 | A1802RALQ-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 № 31857-06 | RTU-327 № 41907-09 |
| 2 | ТП Теплый Стан СТ-2 110кВ | ТГФМ-110 П*У1 Ктт=50/1 КТ 0,2S № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000/100 КТ 0,2 № 24218-03 | A1802RALQ-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 № 31857-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ТП Самаевка Ввод-2 10кВ | ТЛО-10 Ктт=1000/5; КТ 0,2S № 25433-07 | ЗНОЛ.06-10 Ктн=(10000^3)/ (100/V3) КТ 0,5 № 42661-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 36697-08 |
Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИК | cos9 | Г раницы допускаемой относительной при доверительной вероятное при измерении активной электриче в рабочих условиях эксплуатации АИ | погрешности ИК ;ти 0,95 ской энергии ИС КУЭ (5), % | |
| 55(10) % | 520 % | 5100 % | ||
| I5(10) %£I изм<1 20 % | I20 %<1изм<1ю0% | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ©х | ||
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,2S) | 1,0 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,2S) | 1,0 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 | |
Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИК | cos9 | Г раницы допускаемой относительной при доверительной вероятное при измерении активной электриче в рабочих условиях эксплуатации АИ | погрешности ИК ;ти 0,95 ской энергии ИС КУЭ (5), % | |
| 55(10) % | 5 2 О % ©х | 5ю0 % | ||
| I ( 0) % IA НЧ и з 2 А НЧ 2 о % ©х | I20 %<1изм<1100% | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ©х | ||
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,5) | 0,866 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,6 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,5) | 0,866 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения (0,98 - 1,02) ином, где ином - номинальное значение напря-
жения;
б) диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, где 1ном - номинальное значение тока;
в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
а) ТТ: от минус 40 до 50 °С;
б) счетчиков: от 21 до 25 °С;
в) ИВК: от 10 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения: (0,9 - 1,1) ином;
б) диапазон силы тока: (0,01 - 1,2) 1ном;
в) частота (50,0 ± 0,5) Гц;
г) коэффициент мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9);
- температура окружающего воздуха:
а) для ТТ и ТН: от минус 40 до 50 °С,
б) для счетчиков: от 10 до 50 °С,
в) для ИВК: от 15 до 40 °С;
- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения;
- магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность
| Наименование | Обозначение (тип) | Кол-во шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТГФМ-110 П*У1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 |
| Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| У стройство синхронизации системного времени | 35LVS (35HVS) | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 |
| Методика поверки | 1 | |
| Паспорт-формуляр | 1 |
осуществляется по документу МП 62353-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Мордовия. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 октября 2015 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Мордовия.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Мордовия
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
