Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чарыш" Красноярской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Хакасия. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чарыш" Красноярской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Хакасия

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 85 п. 62 от 05.02.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чарыш» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Хакасия (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S в части активной электроэнергии (по ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии (по ГОСТ Р 52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 000532), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-Центр», 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-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (далее - 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 энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.

Измерительные каналы (далее - 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 уровня ИВК 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 (далее - СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени 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 ПО «Альфа-Центр», включающее в себя модули «Альфа-Центр АРМ», «Альфа-Центр СУБД «Oracle», «Альфа-Центр Коммуникатор». С помощью ПО «Альфа-Центр» 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.

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающее в себя модуль «Энергия Альфа 2». С помощью ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО.

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

«Альфа-Центр АРМ»

4

a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7189d

MD5

«Альфа-Центр СУБД «Oracle»

9

bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48

MD5

«Альфа-Центр Коммуникатор»

3

3ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

MD5

ПК «Энергия Альфа 2»

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

MD5

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

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

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ТП «Чарыш»

1

Рабочая перемычка точка измерения № 1

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=800/1

Зав. № 1609; 1610; 1611 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 2249; 2250; 2251 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 1257542 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000532 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

2

Ввод ВЛ Д - 57 Теба 220 кВ точка измерения № 2

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=800/1 Зав. № 1614; 1613; 1615 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 2252; 2243; 2244 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 1257524 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

3

Т - 1 220 кВ точка измерения № 3

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=100/1

Зав. № 1618; 1620; 1621 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 2252; 2243; 2244 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 1257586 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

4

ВЛ Д56 Бискамжа 220 кВ точка измерения № 4

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=800/1 Зав. № 1612; 1608; 1607 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 2252; 2243; 2244 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 1257585 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

5

Т - 2 220 кВ точка измерения № 5

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 1617; 1619; 1616 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 2249; 2250; 2251 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 1257575 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 000532 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы

тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 3), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

1

2

3

4

5

6

7

8

1 - 5

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)1щ < I1 < 0,051н

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

0,051н1 < I1 < 0,21н1

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,21н1 < I1 < 1н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

1н1 < I1 < 1,21н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы

тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± S), %

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

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

1

2

3

4

5

6

1 - 5

0,021н1 < I1 < 0,051н1

2,1

1,8

2,5

2,3

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,6

1,4

2,1

1,9

0,21н1 < I1 < 1н1

1,1

1,0

1,8

1,7

1н1 < I1 < 1,21н1

1,1

1,0

1,8

1,7

Примечания:

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

2. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,98^Uh до 1,02^Uh;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;

- диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87 (0,5);

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 21 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,01(0,02)^1н1 до 1,2-Ihi; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1 •Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Чн2 до 1,24h2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов.

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).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Лист № 7

Всего листов 9 Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чарыш» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Хакасия типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока ТГФМ-220

15

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6

УСПД типа RTU-327

1

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

5

Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника

1

Сервер управления HP ML 360 G5

1

Сервер основной БД HP ML 570 G4

1

Сервер резервный БД HP ML 570 G4

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56397-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чарыш» Красноярской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Хакасия. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.

Перечень основных средств 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»;

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

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

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

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

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.546.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Хакасэнерго» Красноярской железной дороги».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чарыш»» Красноярской ЖД -филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Хакасия

1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

4. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

5. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

8. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».

9. АУВП.411711.546.ЭД.ИЭ    «Инструкция    по    эксплуатации    системы

автоматизированной  информационно-измерительной  коммерческого учета

электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Хакасэнерго» Красноярской железной дороги».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание