Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской 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, построенная на основе ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр № 20481-00), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной 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 № 41907-09, зав. № 001507), 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 каналы (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, 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 ±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 ±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. Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
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 (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 |
• 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.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № дисп. Наим | № ИИК | Диспетчерское наименование точки учета | Состав ИИК ( | - 2 уровень) | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ЭЧЭ Чернь КВ-1 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 956; 994 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2362; 2362; 2362 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1101822 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 2 | 2 | ЭЧЭ Чернь КВ-2 | ТПОФ-10 кл. т 0,5 Ктт = 750/5 Зав. № 5606; 5690 Г осреестр № 518-50 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2358; 2358; 2358 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1102197 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 3 | 3 | ЭЧЭ Чернь ТСН-1 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 294310; 71805 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2362; 2362; 2362 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1102277 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 4 | 4 | ЭЧЭ Чернь ТСН-2 | ТОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 20/5 Зав. № 12561; 12530 Госреестр № 38395-08 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2358; 2358; 2358 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1102278 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 5 | 5 | ЭЧЭ Чернь Подогрев | ТПОФ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 11452; 11594 Г осреестр № 518-50 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2358; 2358; 2358 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1101895 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 6 | 6 | ЭЧЭ Чернь Ф-Б | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 1550; 277 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2362; 2362; 2362 Госреестр № 831-69 | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1101830 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 7 | 7 | ЭЧЭ Чернь СЦБ-Север | Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 8880; 11777 Г осреестр № 40473-09 | - | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1101788 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
| 8 | 8 | ЭЧЭ Чернь СЦБ-220 | Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 113414; 113416; 113359 Г осреестр № 40473-09 | - | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1102189 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | 9 | ЭЧЭ Чернь ЭЧК | ТТ-049У кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14106; 78078 Госреестр № ВПИСАТЬ | - | EA05RL-P1B-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1102121 Госреестр № 1666607 | RTU-327 зав. № 001507 Г осреестр № 41907 - 09 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)__________
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | 81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 - 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 7, 9 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| 8 (ТТ 0,5 S; Сч 0,5S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)________
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | 81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 - 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 7, 9 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 8 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,9 | ±8,2 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,8 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,2 |
| 0,7 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 |
Лист № 5
Всего листов 8 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 cos9 (sm9) - 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 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 "ЕвроАльфа":
• 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 30206-94,ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005.
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 «ЕвроАльфа» - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 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;
J 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:
J 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 - 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) тяговых подстанций Московской ЖД -филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской 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, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформаторы тока ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока типа ТПОФ | 4 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока ТОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока ТПФМУ-10 | 1 |
| Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ | 3 |
| Трансформаторы тока ТТ-049У | 2 |
| Трансформаторы напряжения НТМИ-10 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 9 |
| Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника | 1 |
| Сервер управления HP ML 360 G5 | 1 |
| Сервер основной БД HP ML 570 G4 | 1 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Сервер резервный БД HP ML 570 G4 | 1 |
| Методика поверки МП 1312/446-2012 | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1312/446-2012 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "РОСТЕСТ-МОСКВА" в июне 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 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки."
• УСПД RTU-327 - по документу "Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007.МП";
• 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 "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской области".
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Орловской 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".
Лист № 8
Всего листов 8
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. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
