Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Пензенской области

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1739 п. 49 от 31.10.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области (далее по тексту - КИИ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

КИИ АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

КИИ АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1 -й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-325, выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных КИИ АИИС КУЭ, и содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных КИИ АИИС КУЭ (далее по тексту - 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 энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней КИИ АИИС КУЭ.

КИИ АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений в заинтересованные организации; 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 КИИ АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров КИИ АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в КИИ АИИС КУЭ (синхронизация часов КИИ АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков 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 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 КИИ АИИС КУЭ.

КИИ АИИС КУЭ оснащены системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±1 с.

Взаимодействие между уровнями КИИ АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов КИИ АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

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 Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "АльфаЦЕНТР", включающее в себя модули "АльфаЦЕНТР АРМ", "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE", " АльфаЦЕНТР Коммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" 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.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентиф икаци-онное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспече

ния

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

4

a65bae8d7150931f811c fbc6e4c7189d

"АльфаЦЕНТР АРМ"

MD5

"АльфаЦЕНТР"

9

bb640e93f359bab15a02 979e24d5ed48

"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"

"АльфаЦЕНТР"

3

3ef7fb23cf160f566021b f19264ca8d6

"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

2.0.0.2

17e63d59939159ef304b 8ff63121df60

ПК "Энергия-Альфа 2"

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области.

Метрологические характеристики ИК КИИ АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения КИИ АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационно- коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней КИИ АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней КИИ АИИС КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

19

ТПС "Сердобск", Ввод-1 27,5 кВ

ТВ-35/10Т кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 11510/1; 11510/2 Госреестр № 4462-74

ЗНОМ-35 кл.т 0,5 Ктн = 27500/100 Зав. № 839272; 839321 Госреестр № 912-54

EA05RAL-P4B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01084816 Госреестр № 16666-97

RTU-325 Зав. № 001514 Госреестр № 41907-09

20

ТПС "Сердобск", ВЛ Колышлей-2 110 кВ

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 400/1

Зав. № 3697; 3676;

3672 Госреестр № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000А3)/(100А3) Зав. № 719; 726; 722 Госреестр № 24218-03

EA02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01154846 Госреестр № 16666-97

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

21

ТПС "Сердобск", ВЛ Сердобская 110 кВ

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 400/1

Зав. № 3667; 3686;

3668 Госреестр № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) Зав. № 771; 776; 762

Госреестр № 24218-03

EA02RALX-P3B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01154854 Госреестр № 16666-97

RTU-325 Зав. № 001514 Госреестр № 41907-09

22

ТПС "Сердобск", Ввод-1 35 кВ

ТВ-35/10Т кл.т 3,0 Ктт = 300/5 Зав. № 681/1; 681/3 Госреестр № 4462-74

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 1253556; 1212794; 1089807 Госреестр № 912-70

EA05RAL-P4B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01084807 Госреестр № 16666-97

23

ТПС "Сердобск", Ввод-2 35 кВ

ТВ35-П

кл.т 1,0 Ктт = 300/5 Зав. № 20230/1;

20230/3 Госреестр № 3186-72

ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 1253556; 1089807 Госреестр № 912-70

EA05RAL-P4B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01084749 Госреестр № 16666-97

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации КИИ АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм<1 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

19 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

20, 21, (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

22 (Сч. 0,5S; ТТ 3; ТН 0,5)

1,0

-

±1,4

±1,4

±1,4

0,9

-

±1,5

±1,5

±1,5

0,8

-

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

-

±1,8

±1,7

±1,7

0,5

-

±2,2

±1,9

±1,9

23 (Сч. 0,5S; ТТ 1; ТН 0,5)

1,0

-

±3,6

±2,2

±1,8

0,9

-

±4,6

±2,6

±2,1

0,8

-

±5,7

±3,1

±2,4

0,7

-

±7,0

±3,7

±2,8

0,5

-

±10,7

±5,6

±4,0

Продолжение таблицы 3

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации КИИ АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

19 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,4

±5,2

±4,2

0,8

-

±5,7

±4,1

±3,8

0,7

-

±5,0

±3,8

±3,6

0,5

-

±4,4

±3,5

±3,4

20, 21, (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±1,3

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±1,1

±0,6

±0,5

±0,5

22 (Сч. 1,0; ТТ 3; ТН 0,5)

0,9

-

±4,2

±4,2

±3,7

0,8

-

±3,9

±3,5

±3,5

0,7

-

±3,8

±3,4

±3,4

0,5

-

±3,7

±3,3

±3,3

23 (Сч. 1,0; ТТ 1; ТН 0,5)

0,9

-

±13,0

±7,4

±5,5

0,8

-

±9,2

±5,4

±4,5

0,7

-

±7,6

±4,7

±4,0

0,5

-

±6,0

±4,1

±3,7

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от 12%..

2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

4 Нормальные условия эксплуатации:

- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98/Ином до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

5 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1/Ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.

Для электросчетчиков:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40°C до плюс 65 °C;

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2;

- сила тока от 0,0Мном до 1,2^1ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа КИИ АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в КИИ АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 1 час;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств КИИ АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

- на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий

- фактов параметрирования счетчиков;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;

- УСПД - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность КИИ АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность КИИ АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТВ-35/10Т

4

Трансформатор тока

ТБМО-110 УХЛ1

6

Трансформатор тока

ТВ35-П

2

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Счетчик электроэнергии многофункциональный

EA05RAL-P4B-3

3

Счетчик электроэнергии многофункциональный

EA02RALX-P3B-4

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

1

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

МП 1956/550-2014

1

Паспорт-формуляр

АУВП.411711.240.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1956/550-2014 " Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2014 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием каналов измерительно-информационных системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пензенской области». Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00252/097-2014 от 20.10.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание