Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго» (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, 0,5S 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, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, 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 (далее - УСПД) RTU-327, (Госреестр № 41907-09, зав. № 001539), 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,
Лист № 2
Всего листов 9 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 (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.
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| «Альфа-Центр АРМ» | 4 | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d | MD5 |
| «Альфа-Центр СУБД «Oracle» | 9 | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 | MD5 |
| «Альфа-Центр Коммуникатор» | 3 | 3 ef7fb23 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 «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 | 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 |
| ИИК-1.1 | Т1-110 | TG145 N класс точности 0,5 S Ктт=200/5 Зав. № 03990; 03991; 03992 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280799 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 001539 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| ИИК-1.2 | ВЛ-110 кВ ЛМалукская-1 | TG145 N класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 03996; 03997; 03998 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280800 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| ИИК-1.3 | ВЛ-110 кВ ЛАпраксинская-1 | TG145 N класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 04007; 04005; 04006 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280801 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ИИК-2.1 | Т2-110 | TG145 N класс точности 0,5 S Ктт=200/5 Зав. № 03994; 03993; 03995 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280802 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 001539 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| ИИК-2.2 | ВЛ-110 кВ ЛКолпинская-2 | TG145 N класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 04003; 04004; 04002 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280803 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
| ИИК-2.3 | ОВ-110 | TG145 N класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 04000; 03999; 04001 Госреестр № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1539; 1513; 1503 Зав. № 2055; 2052; 1493 Госреестр № 24218-08 | A1802RALXQV-P4GB-DW-GS-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280804 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 = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ИИК-1.1, ИИК-2.1 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 1,8 | 2,5 | 2,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,9 | 1,3 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,7 |
| 0,21н1 < Ii < 1н1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| ИИК-1.2, ИИК1.3, ИИК-2.2, ИИК-2.3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,3 | 1,5 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,1 |
| 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, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| 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 |
| ИИК-1.1, ИИК-2.1 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 5,5 | 4,3 | 5,7 | 4,6 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 3,0 | 2,4 | 3,3 | 2,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,2 |
| ИИК-1.2, ИИК1.3, ИИК-2.2, ИИК-2.3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 2,3 | 1,9 | 2,7 | 2,4 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,6 | 1,4 | 2,1 | 2,0 |
| 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 - (0,98-1,02)Uh;
- диапазон силы тока - (0,01-1,2)1н;
- диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87 (0,5);
Лист № 6
Всего листов 9
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 21 до 25 °С; ИВКЭ - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 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 - (0,9-1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,02)-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 60 до 40 °С.
Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01(0,02)-1,2)Ih2; коэффициент мощности
os9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока TG145 N | 18 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| УСПД типа RTU-327 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 6 |
| 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 59125-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 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 № 8
Всего листов 9
- 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.;
- 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
Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.200.049.01 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Информационно-измерительный комплекс точек учета электроэнергии на вводах подстанций (110 кВ)».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго»
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. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».
7. АУВП.411711.200.049.01 «Система автоматизированная информационно
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Мга» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Информационно-измерительный комплекс точек учета электроэнергии на вводах подстанций (110 кВ)».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
