Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ожерелье" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Московской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, 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 каналы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, 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 № 19495-03, зав. № 000525), 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.
Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) 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 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.
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 8
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 ±2 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 "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 - Сведения о программном обеспечении.
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр АРМ" | 4 | a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d | MD5 |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр СУБД "Oracle" | 9 | bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 | MD5 |
| " Альфа-Центр" | " Альфа-Центр Коммуникатор" | 3 | 3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6 | MD5 |
| "ЭНЕРГИЯ- АЛЬФА" | ПК "Энергия Альфа 2" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef 304b8ff63121df60 | MD5 |
• Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нормированы с учетом ПО;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИИК | 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 "Ожерелье" |
| 1 | ВЛ-110 кВ Ввод №5 "Кашира-Ожерелье 2" точка измерения №1 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=300/1 Зав. № 5683; 5685; 5686 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219343 Госреестр № 31857-06 | RTU-327 зав. № 000525 Г осреестр № 19495 - 03 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ-110 кВ Ввод №1 "Кашира-Ожерелье 1" точка измерения №2 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5687; 5688; 5689 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219496 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 3 | ВЛ-110 кВ Ввод №3 "Ожерелье-Пурлово" точка измерения №3 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5690; 5691; 5694 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219495 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 4 | ВЛ-110 кВ Ввод №4 "Ожерелье-Богатищево" точка измерения №4 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 5696; 5697; 5698 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219538 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ВЛ-110 кВ Ввод №2 "Ожерелье-Пятницкая" точка измерения №5 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=300/1 Зав. № 5699; 5700; 5701 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219510 Госреестр № 31857-06 | RTU-327 зав. № 000525 Г осреестр № 19495 - 03 | активная реактивная |
| 6 | ТП-1-110- кВ точка измерения №6 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=150/1 Зав. № 5677; 5678; 5679 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219488 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 7 | ТП-2-110- кВ точка измерения №7 | ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2S Ктт=150/1 Зав. № 5680; 5681; 5682 Госреестр № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 6214; 6461; 6491 Госреестр № 24218-03 | A1802-RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01219525 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК |
| Основная относительная погрешность ИИК, (±5), % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 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 | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК |
| Основная относительная погрешность ИИК, (±5), % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,02I^ < I1 < 0,05^1 | 2,4 | 2,1 | 3,2 | 2,8 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2^1 | 1,5 | 1,3 | 1,9 | 1,7 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 1,2 |
| < I1 < 1,2!н | 1,0 | 0,9 | 1,2 | 1,1 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)ин;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 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.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) - 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 - (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 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. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 Примечаний) 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;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 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:
^ параметрирования;
•S пропадания напряжения;
•S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
S счетчика;
S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
S испытательной коробки;
^ УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
•S пароль на счетчике;
S пароль на УСПД;
S 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 - не менее 30 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.
Всего листов 8
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ожерелье " Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Московской области 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 |
| Трансформаторы тока ТБМО-110 УХЛ1 | 21 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 | 7 |
| 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 50828-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ожерелье " Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Московской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "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 МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Г осударственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."
• УСПД RTU-300 - по документу "Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки";
• 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.411711.700.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Мосэнерго" Московской железной дороги".
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ожерелье " Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Московской области
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. АУВП.411711.700.ЭД.ИЭ "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Мосэнерго" Московской железной дороги".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
