| Номер в госреестре | 66536-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Высоково" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Нижегородской области |
| Изготовитель | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской 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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - 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 RTU-327, регистрационный номер 41907-09), 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.
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).
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 информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам точного времени, получаемым от GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при повышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД ±2 с, но не реже 1 раза в сутки. СОЕВ обеспечивает корректировку времени АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5 с/сут.
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.
На уровне регионального Центра энергоучета используется ПО «АльфаЦЕНТР», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1.1. 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. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1.2. С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения, отображения измерительной информации и передачи данных субъектам ОРЭМ.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 14 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0E90D5DE7590BBD89594906C8DF82AC2 |
| Другие идентификационные данные | ac_metrology.dll |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.13.6 |
| Цифровой идентификатор ПО | A61ADC9069FB03A0069DD47BB71DC768 |
| Другие идентификационные данные | enalpha.exe |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской области.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской области приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП Высоково, ВЛ 110 кВ 195 | ТОГФМ-110 II* УХЛ1* кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 2208; 2216; 2215 Госреестр № 61432-15 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 10955; 10986; 11005 Госреестр № 60353-15 | А1802RАLQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1303505 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 001518 Госреестр № 41907-09 |
| 2 | ТП Высоково, ВЛ 110 кВ 108 | ТОГФМ-110 II* УХЛ1* кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 2213; 2211; 2212 Госреестр № 61432-15 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11007; 11004; 10946 Госреестр № 60353-15 | А1802RАLQ-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1303503 Госреестр № 31857-11 | |
| Номер ИК | соБф | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| l1(2)% £ I изм<1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | 1I 0 0 % 1Л нч я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| Номер ИК | соБф | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99 ином до 1,01ином; диапазон силы тока - от 0,01 1ном до 1,2 1ном; частота - (50+0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С.
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9 ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8 ин2 до 1,2 ин2; сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном; частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 65 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО «РЖД» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- пароль на счетчиках электрической энергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение (Тип) | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОГФМ-110 II* УХЛ1* | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RАLQ -P4GB -DW-4 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 | |
| Методика поверки | РТ-МП-4053-500-2016 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 1037739877295.411711.028.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4053-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской области. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
13.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для измерения вторичной нагрузки ТТ - в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений для измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТН -в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А, регистрационный номер 53602-13;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер 39937-08;
- термогигрометр CENTER (мод. 314), регистрационный номер 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Горьковской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской области». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1983/500-RA.RU.311703-2016 от 08.12.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Высоково» Г орьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Нижегородской 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
