Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Сегежа" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Карелия. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Сегежа" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Карелия

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4174 от 04.08.11 п.17
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43406
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск АУВП.411711.111.ЭД.ИЭ
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание