Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Сегежа" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Карелия (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
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 и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие
3 измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327, Госреестр № 19495-03, зав. № 001130), выполняющего функции сбора, хранения результатов
Лист № 2 Всего листов 9
измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии "Альфа-Центр" (Госреестр № 20481-00), который решает 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 Комплекса измерительно-вычислительного для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" (Госреестр № 35052-07), серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.
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, 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 времени сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция времени сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция при превышении ± 1с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков при превышении порога более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Точность хода часов счетчика согласно описанию типа - 0,5 с, с учетом температурной составляющей ± 1,5 с. Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Уровень регионального Центра энергоучета содержит Комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии " Альфа-Центр ", включающий в себя программное обеспечение " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " АльфаЦентр Коммуникатор". ИВК " Альфа-Центр " решает 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 Комплекс измерительновычислительный для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий в себя
Лист № 3 Всего листов 9
программное обеспечение ПК "Энергия Альфа 2". ИВК "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификат ораПО |
| " АльфаЦентр" | " Альфа-Центр АРМ" | 4 | a65bae8d7150931f 811cfbc6e4c7189d | MD5 |
| " АльфаЦентр" | " Альфа-Центр СУБД "Oracle" | 9 | bb640e93£359babl 5a02979e24d5ed48 | MD5 |
| " АльфаЦентр" | " Альфа-Центр Коммуникатор" | 3 | 3ef7fb23cfl60f566 021bfl9264ca8d6 | MD5 |
| "ЭНЕРГИЯ- АЛЬФА" | ПК "Энергия Альфа 2" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef 3 04b 8ff63121 df60 | MD5 |
• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦентр», включающий в себя ПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-00;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВК АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-327 (Госреестр № 19495-03, зав. № 001130) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "Альфа-Центр" (Госреестр № 20481-00).
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № п/п | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ТП "Сегежа" |
| 1 | ОВ, 220 кВ точка измерения №1 | ТБМО-220 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=500/1 Зав. № 730; 733; 738 Госреестр № 27069-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000л/3/100л/3 Зав. № 1651; 1652; 1653 Госреестр № 20344-05 | А1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01210067 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 2 | Л-233, 220 кВ точка измерения №2 | ТБМО-220 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=500/1 Зав. № 732; 736; 737 Госреестр № 27069-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000л/3/100л/3 Зав. № 1654; 1655; 1656 Госреестр № 20344-05 | А1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01210066 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 3 | Л-203, 220кВ точка измерения №3 | ТБМО-220 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=500/1 Зав. №734; 731; 735 Госреестр № 27069-05 | НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000л/3/100л/3 Зав. № 1651; 1652; 1653 Госреестр № 20344-05 | А1802-RALQ-P4GB-DW4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01210063 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| Номер ИК | диапазон тока | Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95: |
| Основная относительная погрешность ИК, (±8) % | Относитель погрешность рабочих уело эксплуатации, | ная ИК в ВИЯХ г±8) % |
| 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 |
| 1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)Ihi <Ii < 0,05Ihi | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,3 |
| 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,0 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | диапазон тока | Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95: |
| Основная относительная погрешность ИК, (±8) % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8) % |
| 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 |
| 1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 -ГОСТ 26035-83) | 0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi | 2,4 | 2,1 | 3,2 | 2,8 |
| 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 1,5 | 1,3 | 1,9 | 1,7 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 1,2 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 1,0 | 0,9 | 1,2 | 1,1 |
Примечания:
|| см
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 1,01)Uh;
• диапазон силы тока - (0,01 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,8 ^ 1,0(0,5 ^ 0,6);
• 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 * 1,2)Ihi; коэффициент мощности cos(p(sin(p) - 0,5 * 1,0(0,6 *
0,87); 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)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 * 1,2)1н2; коэффициент мощности cos(p(sincp) - 0,8 * 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10°Сдо 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 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 80000 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:
•S параметрирования;
•S пропадания напряжения;
•S коррекция времени.
Защищенность приметаемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
•S счетчика;
•S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
•S испытательной коробки;
S 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Сегежа" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Карелия типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 типа ТБМО-220 УХЛ1 | 9 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Комплексы аппаратнпрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300 | 1 |
| Счётчик электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 | 3 |
| 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 |
| Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии "Альфа-Центр" | 1 |
| Комплекс измерительно-вычислительный для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Сегежа" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Республики Карелия. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в феврале 2011 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/л/3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• 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";
• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр" - по документу "Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "Альфа-Центр". Методика поверки", ДЯИМ.466453.06МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" - по документу "ГСИ. Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФ А". Методика поверки" МП 420/446-2007, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ "Ростест-Москва" в 2007 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.411711.111.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Карелэнерго» Октябрьской железной дороги».
Нормативные документы
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.411711.111.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
Лист № 9 Всего листов 9
электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Карелэнерго» Октябрьской железной дороги».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
