Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дабан» Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Бурятия (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-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности классов точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,5S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 1,0 (в режиме измерения реактивной электроэнергии) , вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 000902), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - 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 - 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 (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1с. 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. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО «АльфаЦЕНТР», включающее в себя модули «АльфаЦЕНТР АРМ», «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle», «АльфаЦЕНТР Коммуникатор». 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.
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 - Сведения о программном обеспечении.
| Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии (идентификационн ый номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| «АльфаЦЕНТР АРМ» | 4 | a65bae8d7150931f811 cfbc6e 4c7189d | MD5 |
| «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle» | 9 | bb640e93f359bab15a02979e 24d5ed48 | MD5 |
| «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» | 3 | 3 ef7fb23 cf160f566021bf1926 4ca8d6 | MD5 |
| ПК «Энергия Альфа 2» | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef304b8ff63 121df60 | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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 | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ТП «Дабан» |
| 22 | ЗРУ - 10 кВ, яч. 3 | ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,2 S Ктт=200/5 Зав. № 08700-09; 0867609; 08603-09 Госреестр № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 892 Госреестр № 20186-05 | A1805RALXQV-P4GB- DW-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01267078 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 000902 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 23 | ЗРУ - 10 кВ, яч. 5 | ТПЛ-СВЭЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 1246380; 1245861; 1245864 Госреестр № 44701-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 892 Госреестр № 20186-05 | A18O5RALXQV-P4GB-DW-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01267079 Госреестр № 31857-11 | 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 = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 22 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5 S) | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,051н1 | 1,5 | 1,7 | 2,3 | 1,9 | 2,1 | 2,7 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 0,9 | 1,2 | 1,9 | 1,5 | 1,8 | 2,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,0 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 2,1 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 2,1 |
| 23 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5S) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,8 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 3,2 | 5,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,1 | 3,3 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,9 | 2,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная 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 = 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 |
| 22 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 1,0) | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1 | 2,4 | 2,0 | 3,9 | 3,6 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 2,1 | 1,9 | 3,7 | 3,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,6 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,6 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| 23 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 1,0) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,2 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 2,6 | 1,8 | 4,0 | 3,5 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^Ih;
- диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков
- от 18 °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.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1-Uki; диапазон силы первичного тока - от 0,05 ^1н1 до 1,2^1н1; 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 счетчика электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Uk;; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Ин; до 1,2Ии2; 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.
5. 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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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:
1 . параметрирования;
2 . пропадания напряжения;
3 . коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1 . счетчика;
2 . промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3 . испытательной коробки;
4 . УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
1 . пароль на счетчике;
2 . пароль на УСПД;
3 . пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Лист № 6
Всего листов 8 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дабан» ВосточноСибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Бурятия 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. |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформатор тока ТПЛ-СВЭЛ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RrU-327 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS) | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58450-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дабан» Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Бурятия. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 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»;
Лист № 7
Всего листов 8
- 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 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для 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
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Бурятэнерго» Восточно-Сибирской железной дороги».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дабан» Восточно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Республики Бурятия
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. АУВП.411711.650.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Бурятэнерго» ВосточноСибирской железной дороги».
7. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
