Государственный реестр средств измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Бурятия (2 очередь), 67493-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения 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-й    уровень - комплексы измерительно-информационные (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - комплекс измерительно-вычислительный регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (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-й    уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК) Центра сбора данных АИИС КУЭ, 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.

Измерительные каналы (ИК) 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 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД комплекса измерительно-вычислительного 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). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с 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 ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

Уровень регионального Центра энергоучета содержит программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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.

Файл «ac_metrology.dll» является библиотекой метрологически значимых функций программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.9.8.1 ПО «АльфаЦЕНТР» версии 14.05.01.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

14.05.01.01 или выше

Цифровой идентификатор ПО (ac metrology.dll)

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит программный комплекс (ПК) «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающий в себя модуль «Энергия Альфа 2». С помощью ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПК

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.0.2 или выше

Цифровой идентификатор ПО (enalpha.exe)

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 3 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Вид

электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик статический трёхфазный переменного тока

активной/реактивной

энергии

УСПД

ТП «Северобайкальск»

46

БСК-1

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Кт=0,2Б Ктт=100/1 Зав. № 1846-16; 1847-16; 1845-16 № 52619-13

НАМИ-220 УХЛ1 Кт=0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 1123; 1132; 1134 № 20344-05

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кт=0,2Б/0,5 Зав. № 01300737 № 31857-11

RTU-327 зав. № 000904 Г осреестр № 41907-09

активная

реактивная

47

БСК-2

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2 Кт=0,2Б Ктт=100/1 Зав. № 1879-16; 1880-16; 1878-16 № 52619-13

НАМИ-220 УХЛ1 Кт=0,2 Ктн=220000^3/100^3 Зав. № 1133; 1129; 1128 № 20344-05

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кт=0,2Б/0,5 Зав. № 01300736 № 31857-11

активная

реактивная

Примечания:

1    Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

2    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 3. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть;

3    Допускается замена устройства сбора и передачи данных (УСПД) на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±5), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %

cos ф = 0,866

cos ф = 0,8

cos ф = 0,866

cos ф = 0,8

1

2

3

4

5

6

46, 47

(ТТ 0,2S;

ТН 0,2; Сч 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005)

0,02I^ < I1< 0,05I^

1,1

1,2

1,2

1,4

0,05I^ < I1< 0,Ин1

0,8

0,9

1,0

1,1

0,Ин1 < I1< 0,2I^

0,6

0,7

0,9

1,0

0,2!щ < I1 < 1,2!щ

0,6

0,6

0,8

0,9

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±J), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), %

cos ф = 0,866 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

sin ф = 0,866

cos ф = 0,866 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

sin ф = 0,866

1

2

3

4

5

6

7

8

46, 47

(ТТ 0,2S;

ТН 0,2; Сч 0,5 по ТУ 4228-01129056091-11)

0,05I^ < I1 < 0,Ин1

1,6

1,4

0,9

2,1

1,9

1,6

0,Ин1 < I1 < 0,2I^

1,2

1,1

0,8

1,9

1,7

1,5

0,2!щ < I1 < 1,2!н

1,1

1,0

0,8

1,8

1,7

1,5

Примечания:

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

2    В Таблицах 4 и 5 в графе «Основная погрешность ИК, ±5, %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при вероятности Р=0,95, cos9=0,8^0,866/ sin9=0,5^0,866 (при емкостной нагрузке);

3    В Таблицах 4 и 5 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при вероятности Р=0,95, cos9=0,8^0,866/ sin9=0,5^0,866 (при емкостной нагрузке) и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;

4    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

2

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 99 до 101

сила тока, % от 1ном

от 2 до 120

частота, % от Гном

от 99,7 до 100,3

коэффициент мощности cosj/ sinj (при емк. нагрузке)

от 0,8 до 0,866/0,5 до 0,866

температура окружающего воздуха, °C:

для счетчиков

от +21 до +25

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более:

для счетчиков

0, 05

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

сила тока, % от 1ном

от 2 до 120

частота, % от Гном

от 99,2 до 100,8

коэффициент мощности cosj/ sinj (при емк. нагрузке)

от 0,8 до 0,866/0,5 до 0,866

температура окружающего воздуха, °C:

для ТТ и ТН

от -60 до +40

для счетчиков

от -40 до +65

для УСПД

от +1 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл:

для счетчиков

от 0,05 до 0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики Альфа А1800:

среднее время наработки до отказа, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

48

УСПД RTU-327:

среднее время наработки до отказа, ч, не менее

40000

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

Сервер:

коэффициент готовности, не менее

0,99

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Г лубина хранения информации

Электросчетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

ИВКЭ:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (передачи) по каждому каналу, сутки, не менее

45

ИВК:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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; пропадания напряжения; коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД.

наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчике; пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервер (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество, шт.

Трансформаторы тока ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

6

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

2

Шлюз-концентратор интеллектуальный (ШКИ) ЕСНик-800

2

Устройство сбора и передачи данных RTU-327

1

Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника

1

Методика поверки

1

Формуляр 01-705-ФО

1

Инструкция по эксплуатации АУВП.411711.650.ЭД.ИЭ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-081-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 06.03.2017 г. Основные средства 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;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП. «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП. «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки»», утвержденному в 2012 г.;

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

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 27008-04;

-    переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;

-    термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (2 очередь)

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

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

Зарегистрировано поверок 3
Поверителей 2
Актуальность данных 21.11.2024
Номер в ГРСИ РФ:
67493-17
Производитель / заявитель:
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Год регистрации:
2017
Похожие СИ
93725-24
93725-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "ЭлМетро Групп" (ООО "ЭлМетро Групп"), г. Челябинск
Срок действия реестра: 15.11.2029
93726-24
93726-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Форт-Телеком" (ООО "Форт-Телеком"), г. Пермь
Срок действия реестра: 15.11.2029
93727-24
93727-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ПСКОВ ЭКОЛОГИЯ" (ООО "ПО Псков Экология"), г. Псков
Срок действия реестра: 15.11.2029
93728-24
93728-24
2024
Shaanxi Far-Citech Instrument & Equipment Co., Ltd., Китай; производственная площадка Beijing NordTech Instrument & Meter Co., Ltd., Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029
93729-24
93729-24
2024
Акционерное общество "СИНТЭП" (АО "СИНТЭП"), г. Новосибирск
Срок действия реестра: 15.11.2029
93730-24
93730-24
2024
SHANGHAI UNI-STAR TOOLS COMPANY, КНР
Срок действия реестра: 15.11.2029
93733-24
93733-24
2024
Hitachi High-Tech Science Corporation, Япония
Срок действия реестра: 15.11.2029
93734-24
93734-24
2024
Chongqing Silian Measurement and Control Technology Co., Ltd., Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029
93753-24
93753-24
2024
Thermal Instrument India Pvt. Ltd., Индия
Срок действия реестра: 15.11.2029
93755-24
93755-24
2024
SHIJIAZHUANG HANDI TECHNOLOGY CO., LTD, Китай
Срок действия реестра: 15.11.2029