Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Туфаново» Северной ЖД - филиала ОАО »Российские Железные Дороги» в границах Вологодской 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 трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 6 измерительных каналов 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. № 000459), выполняющего функции сбора, хранения результатов 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 КУЭ 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», « Альфа-Центр 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 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(ПО).
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификат ора 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 |
• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-00;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
Лист № 3
Всего листов 10 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;
• Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающие в себя ПО, внесены в Госреестр СИ РФ под № 35052-07;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерениях электрической энергии, мощности вычисляются по методике поверки на комплексы ИВК «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» в зависимости от состава ИК и рабочих условиях эксплуатации;
• Метрологические характеристики ИК 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;
Технические характеристики
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. № 000459) и Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр №20481-00).
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | 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 «Туфаново» |
| 1 | Вл 110 кВ «Грязовец» точка измерения № 1 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4553; 4916; 4555 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4731; 4717; 4681 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01207678 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 2 | Вл 110 кВ «Вологда» точка измерения №2 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4694; 4695; 4693 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4714; 4695; 4677 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01208280 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 3 | Т2 110 кВ точка измерения №4 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4868; 4869; 4725 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4731; 4717; 4681 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01208277 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | Т1 110 кВ точка измерения №3 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=200/1 Зав. № 4872; 4873; 4870 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4714; 4695; 4677 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01208267 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 5 | ОСШ 110 кВ точка измерения №5 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4557; 4548; 4915 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4731; 4717; 4681 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01208295 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
| 6 | ремонтная перемычка110 кВ точка измерения №6 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,2S Ктт=300/1 Зав. № 4696; 4692; 4691 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 Зав. № 4714; 4695; 4677 Госреестр № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01208268 Госреестр № 31857-06 | активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95: |
| 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 |
| 1-6 (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 | 0,7 | 0,8 | 0,8 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 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 электроэнергии при доверительной вероятности P=0,95 |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| 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) |
| 1-6 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,02Ihi < I1 < 0,05Ihi | 2,4 | 2,1 | 3,2 | 2,8 |
| 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 1,5 | 1,3 | 1,9 | 1,7 |
| 0,2Ihi < I1 < Iki | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 1,2 |
| Ihi < I1 < 1,2Ihi | 1,0 | 0,9 | 1,2 | 1,1 |
Примечания:
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 cos9 (миф) - 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 - (0,05 + 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 30°С до 35°С.
Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 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 и в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 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 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:
J 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;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
•S пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Туфаново» Северной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Вологодской области 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. |
| Трансформатор тока ТГФМ-110 II* | 18 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД типа RTU-300 | 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 |
| Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «Альфа-Центр» | 1 |
| Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 47633-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Туфаново» Северной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Вологодской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 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/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 «Государственная 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»;
• 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-АЛЬФА». 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.411711.130.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Вологдаэнерго» Северной железной дороги».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Туфаново» Северной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Вологодской 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
Лист № 10
Всего листов 10
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.411711.130.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Вологдаэнерго» Северной железной дороги».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
