| Номер в госреестре | 69371-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дальнереченск" Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Приморского края |
| 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 «Дальнереченск» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Приморского края (далее -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.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (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 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 41907-09), 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.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (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. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
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.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 2.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
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», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d5993915 9ef3 04b 8ff63121 df60 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 5-6, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК АИ | ИС КУЭ | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД | ||
| 1 | ВЛ-110 кВ ЛЭП Иман | ТГМ-110 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 760, 761, 762 рег. № 59982-15 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 Зав. № 11208/1; 11209/1; 11210/1 рег. № 60353-15 | А1802КАЬ-Р40Б-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01313777 рег. № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 001496 рег. № 41907-09 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±<5), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| ^ н К ? (Т T Сч | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 2,0 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 1,8 | 1,5 | 2,3 | 2,0 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,4 | 0,9 | 2,0 | 1,6 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 | |
| < I1 < 1,2I^ | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 | |
Примечания
1 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 31819.22-2012 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 31819.23-2012 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +60 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от +1 до +50 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 48 |
| УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| Глубина хранения информации | |
| электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и 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:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- 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);
- ИВК (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз |
| Трансформаторы тока | ТГМ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RAL-P4GB -DW-4 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-289-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 82462078.411711.001.07.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-289-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дальнереченск» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Приморского края. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
20.10.2017 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 ГСИ. 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 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.41152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.41152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.007МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дальнереченск» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Приморского края
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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
