Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Марадыковский» Горьковской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кировской 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), 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.
Программное обеспечение
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.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| ТП Марадыковский (ЭЧЭ-18) |
| 1 | Ф3-10 | ТЛО-10 кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 25433-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктт = 10000/100 рег. № 20186-05 | A1R-3-AL-C25-T кл.т. 0,2/1,0 рег. № 14555-95 | 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 (±£), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % |
| 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 (ТТ 0,2S; Ш 0,5; Сч 0,2) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 3,6 | 2,6 | 2,8 | 4,0 | 5,6 | 4,0 | 4,2 | 5,9 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2^1 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,5 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 3,5 |
| 0,21н1 < Jl < ^1 | 1,3 | 1,4 | 1,4 | 1,9 | 1,9 | 2,0 | 2,0 | 2,4 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,2 | 1,3 | 1,3 | 1,7 | 1,8 | 1,8 | 1,8 | 2,2 |
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±£), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % |
| 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; Ш 0,5; Сч 1,0) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 3,5 | 2,7 | 5,1 | 4,0 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 2,2 | 1,8 | 3,2 | 2,6 |
| 0,2Iнl < Ii < Iнl | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 2,0 |
| Ll < J1 < 1,21н1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
| 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. |
| 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 26035-83 | от +18 до +22 |
| - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| 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, °С - для ТТ и ТН | от -60 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от 0 до +75 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики АЛЬФА: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - 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 | 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).
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 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 шт. |
| Многофункциональный счетчик электроэнергии | АЛЬФА | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-196-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ТМЖИ.411711.001.01.ПС-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-196-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Марадыковский» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кировской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
11.10.2018 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 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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;
- счетчиков АЛЬФА- по методике поверки с помощью установок МК6800, МК 6801 или образцового ваттметра-счетчика ЦЭ6802;
- 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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Марадыковский» Горьковской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кировской области», 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) тяговой подстанции «Марадыковский» Горьковской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кировской 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
73169-18: Методика поверки МП 206.1-196-2018Скачать8.9 Мб