| Номер в госреестре | 73258-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Куйбышевской ЖД – филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Республики Башкортостан |
| Изготовитель | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г. Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан (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.
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), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
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 2», 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 по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО «РЖД» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
ЦСОД ОАО "РЖД" также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-35НУ8 (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ЦСОД ОАО «РЖД».
ЦСОД ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов ЦСОД ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи ЦСОД - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и ЦСОД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - ЦСОД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 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 «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.3.16 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
2 - 4.
| Таблица 2 - Состав И | Э У К АИИС КА | ||||
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК АИИС КУЭ | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД | ||
| ЭЧЭ-13, ТП «Уршак» | |||||
| 1 | Ввод-1 110кВ | ТГФМ-110 II* УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 24218-13 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327 рег. № 19495-03 |
| ЭЧ-8, Алдарово | |||||
| 2 | Ввод 2 35кВ | STSM-38 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 рег. № 37491-08 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-09 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1,0 рег. № 27779-04 | RTU-327 рег. № 19495-03 |
| ЭЧ-8, Чишмы | |||||
| 3 | Ф 3 Агропромэнерго 35кВ | ТФЗМ-35А-У1 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-09 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327 рег. № 19495-03 |
| ЭЧЭ-9, ТП Черниковка-Восточная | |||||
| 4 | Фидер 2 6кВ | ТЛ0-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 25433-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 | ЕА05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | RTU-327 рег. № 19495-03 |
| 5 | Фидер 3 6кВ | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 15128-03 | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 | ЕА05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 | RTU-327 рег. № 19495-03 |
| Примечания 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы 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 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 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 < 0,2I^ | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,2Iнl < I1 < Iri | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| Ll < ^ < 1,2Ll | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 1,4 | 1,5 | 1,5 | 2,1 | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,6 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2^1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,6 | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 2,2 | |
| 0,2Ll < ^ < Ll | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 1,9 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 1,9 | |
| 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,05Iнl < I1 < 0,2^1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,5 | 2,8 | 5,4 |
| 0,2Iнl < I1 < L1 | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,8 | |
| Ll < ^ < 1,2Ll | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 1,9 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,0 | |
| 4, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,05Iн1 < ^ < 0,2Iнl | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,3 | 2,9 | 3,2 | 5,7 |
| 0,2Iнl < I1 < Ll | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,4 | |
| Iн1 < Il < 1,2Iн1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 | |
| 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 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)Iнl < Il < 0,05Iнl | 1,8 | 1,5 | 2,3 | 2,0 | ||||
| 0,05Ll < Il < 0,2Iel | 1,4 | 0,9 | 2,0 | 1,6 | |||||
| 0,2Ll < Il < Ll | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 | |||||
| Ll < I1 < 1,2Ll | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 3,4 | 2,6 | 5,1 | 4,0 |
| 0,051н1 < ^ < 0,21н1 | 2,0 | 1,7 | 3,0 | 2,6 | |
| 0, 2 н1 < 1I < н1 | 1,4 | 1,2 | 2,0 | 1,9 | |
| 1н1 < J1 < 1,21н1 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,8 | |
| 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 2,8 |
| Л < I1 VI ,2 0 | 2,2 | 1,4 | 2,7 | 1,9 | |
| Iri < I1 < 1,2Iнl | 1,6 | 1,0 | 2,2 | 1,7 | |
| 4, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,05Ifl1 < ^ < 0,2Ie1 | 4,7 | 2,9 | 5,2 | 3,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < Ie1 | 2,6 | 1,8 | 3,0 | 2,3 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Ie1 | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 2,1 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Л), с | 5 | ||||
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, cosj температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11 ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, cosj диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -60 до +40 от -40 до +60 от 0 до +75 0,5 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| электросчетчики ЕвроАЛЬФА: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| 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, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (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 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТГФМ-110 II* УХЛ1* | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | STSM-38 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛ0-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 2 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | ЯТИ-327 | 2 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-195-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ТМЖИ.411711.001.02.ПС-ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 206.1-195-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
24.10.2018 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 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчика ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.10.2005 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА- по методике поверки с помощью установок МК 6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки.», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО « Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан
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
