Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции «Хорогочи» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской области (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
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.
Программное обеспечение
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 «ЭН | СЕРГИЯ-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) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 4 - 5, 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 объекта | Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| 1 | Ввод 1 35кВ ПС-220 Хорогочи ПЭ-Глухари-1 | ТЛО-35 кл.т 0,5S Ктт = 40/5 Зав. № 17-42021; 17-42022;17-42023 рег. № 36291-11 | ЗНОЛ-ЭК-35_МН31 кл.т 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 47237; 47238; 47239 рег. № 68841-17 | А1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01313762 рег. № 31857-11 | RTU-327 зав. № 001495 рег. № 41907-09 |
| 2 | Ввод 2 35кВ ПС-220 Хорогочи ПЭ-Г лухари-2 | ТЛО-35 кл.т 0,5S Ктт = 40/5 Зав. № 17-42024; 17-42025;17-42026 рег. № 36291-11 | ЗНОЛ-ЭК-35_МН31 кл.т 0,5 Ктн = 35000/V3/100/V3 Зав. № 47240; 47241; 47242 рег. № 68841-17 | А1802RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01313765 рег. № 31857-11 |
| 3 | Ввод 1 10 кВ яч.21 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 30/5 Зав. № 17-41997; 17-41998;17-41999 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Зав. № 17-41985; 17-41986;17-41987 рег. № 47583-11 | A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01313785 рег. № 31857-11 |
| 4 | Ввод 2 10 кВ яч.21 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 30/5 Зав. № 17-42000; 17-42001;17-42002 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Зав. № 17-41988; 17-41989;17-41990 рег. № 47583-11 | A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01313786 рег. № 31857-11 |
| 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 |
| 1, 2 (ТТ 0,5S; та 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < Ii < 0,051н1 | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,9 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| Сч T Т Н 3 5,5 - | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05Iнl | 2,1 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,4 | 2,8 | 3,1 | 5,1 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iнl | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
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, 2 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 4,0 | 2,4 | 4,2 | 2,8 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,5 | 1,5 | 2,9 | 2,0 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| 3, 4 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 4,1 | 2,5 | 5,2 | 4,0 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,05I^ < I1 < 0,2Iн1 | 2,8 | 1,9 | 4,3 | 3,6 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 2,1 | 1,5 | 3,8 | 3,4 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 2,1 | 1,5 | 3,8 | 3,4 |
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.
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 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 ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
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 | ТЛО-35 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-ЭК-35 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1805RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-293-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 82462078.411711.001.03.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-293-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции «Хорогочи» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской области. 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 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции «Хорогочи» Дальневосточной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской 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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции "Хорогочи" Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции "Хорогочи" Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Амурской области"){kind=logo}
69367-17: Методика поверки МП 206.1-293-2017Скачать1.0 Мб
25234-03
