Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 900 п. 13 от 31.10.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 48630
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Рязанской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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), 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 ± 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.

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 измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав измерительно-информационных каналов

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

ТП «Мшанка»

1

ТСН-1 0,4кВ точка измерения №1

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 106952; 191021 Госреестр № 15764-96

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138514 Госреестр № 16666-07

RTU-327 зав. № 001232 Госреестр № 41907 - 09

ИВК Центра сбора данных

активная реактивная

2

Котельная 0,4кВ точка измерения №2

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5S Ктт=20/5 Зав. № 21016; 21012 Госреестр № 15764-96

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138510 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

3

ТСН-2 0,4кВ точка измерения №3

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 191024; 191023 Госреестр № 15764-96

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138495 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

4

Ф-1 СЦБ 0,4кВ точка измерения №4

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5S Ктт=100/5 Зав. № 175326; 175325 Госреестр № 15764-96

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138528 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

5

Ф-2 СЦБ 0,4кВ точка измерения №5

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5S Ктт=100/5 Зав. № 181771; 181770 Госреестр № 15764-96

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138521 Госреестр № 16666-07

RTU-327 зав. № 001232 Госреестр № 41907 - 09

ИВК Центра сбора данных

активная реактивная

6

Ф-5 ДПР 27,5 кВ точка измерения №6

ТФН-35; ТФН-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 17117; 43896 Госреестр № 3690-73; 26417-06

-

EA05RAL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138527 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

ТП «Виленки»

7

ТСН-1 0,4кВ точка измерения №7

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 191034; 191047 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138555 Госреестр № 16666-07

RTU-327 зав. № 001232 Госреестр № 41907 - 09

ИВК Центра сбора данных

активная реактивная

8

ТСН-2 0,4кВ точка измерения №8

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 191003; 191046 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138741 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

9

ТСН-3 0,4кВ точка измерения №9

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 191019; 191022 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138610 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

10

Душ 0,4кВ точка измерения №10

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 181777; 179391 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138684 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

11

Насосная 0,4кВ точка измерения №11

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=50/5 Зав. № 340; 111112 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138626 Госреестр № 16666-07

RTU-327 зав. № 001232 Госреестр № 41907 - 09

ИВК Центра сбора данных

активная реактивная

12

Котельная 0,4кВ точка измерения №12

Т-0,66 УЗ класс точности 0,5 Ктт=20/5 Зав. № 21021; 21020 Госреестр № 15764-96

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138704 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

13

Ф-1 СЦБ 10кВ точка измерения №13

ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=40/5 Зав. № 32864; 17688 Госреестр № 22192-07

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138655 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

14

Ф-2 СЦБ 10кВ точка измерения №14

ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=40/5 Зав. № 32868; 32869 Госреестр № 22192-07

-

EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1138646 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)

Номер ИИК

Диапазон значений силы 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

2

3

4

5

6

7

8

1-5

0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,051н1

2,0

2,3

2,6

2,3

2,6

2,9

0,05Ihi < I1 < 0,21н1

1,0

1,4

1,6

1,6

1,9

2,0

(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

0,2Ih1 < I1 < 1н1

0,8

1,0

1,1

1,4

1,6

1,7

1н1 < I1 < 1,21н1

0,8

1,0

1,1

1,4

1,6

1,7

6-14

0,051н1 < I1 < 0,2Ih1

1,7

2,4

2,8

2,1

2,7

3,1

0,2Ih1 < I1 < 1н1

1,0

1,3

1,5

1,6

1,8

2,0

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

1н1 < I1 < 1,21н1

0,8

1,0

1,1

1,4

1,6

1,7

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)

Номер ИИК

Диапазон значений силы

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

2

3

4

5

6

1 - 5

(ТТ 0,5S; Сч 1,0)

0,02Ihi < I1 < 0,05Ihi

4,9

4,0

5,8

5,1

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ihi

3,1

2,6

4,4

4,0

0,2Ih1 < I1 < Ih1

2,1

1,8

3,7

3,6

IH1 < I1 < 1,2IH1

2,1

1,8

3,7

3,6

6 - 14

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ihi

5,5

4,4

6,3

5,4

0,2IH1 < I1 < IH1

2,8

2,4

4,2

3,9

IH1 < I1 < 1,2Ih1

2,1

1,8

3,7

3,6

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

• диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01-Uh;

• диапазон силы тока - от 0,05^Ih до 1,2^Ih;

• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5);

• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков - от 10 до 30 °С; ИВКЭ - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 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 - от 0).9Ч.Л| до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ь1н1 до 1,2^1н1 для ИИК № 1 - 5; от 0,05^1н1 до 1,2^1н1 для ИИК № 6 - 14; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 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 - от 0,9^Uh2 до 1,1-Uh2; диапазон силы первичного тока - от 0,014h2 до I,2'!ii2; коэффициент мощности cos9 (sm9) -от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 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 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;

•S пропадания напряжения;

J 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 Рязанской 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.

Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ

22

Трансформаторы тока типа ТФН-35

1

Трансформаторы тока типа ТФН-35

1

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10

4

Трансформаторы напряжения

0

Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327

1

Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа

14

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 1418/446-2012   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Рязанской области. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 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»;

• счётчик электрической энергии «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 Рязанской области».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Рязанской 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. 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.

Развернуть полное описание