Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 110/10 кВ «Промзона» в границах Ростовской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», УССВ-16НУБ, УССВ-35НУБ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации.
Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос УСПД и счетчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. Передача информации
об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо УСПД, либо в ИВК.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в АО «АТС» за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-16HVS, УССВ-35HVS (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен приемником сигналов точного времени типа УССВ-16HVS. Резервным источником сигналов точного времени служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (NTP-сервер). Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ происходит с периодичностью один раз в 10 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ независимо от величины расхождения. В случае синхронизации сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» посредством резервного источника сигналов точного времени сравнение показаний часов ИВК и NTP-сервера происходит с периодичностью один раз в 10 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показания часов ИВК и NTP-сервера на 0,1 с.
Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени типа УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит при каждом сеансе связи «сервер - УССВ». Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи «УСПД - сервер». Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи «счетчик - УСПД». Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2». Идентификационные данные ПО указанны в таблицах 1 - 2.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия Альфа 2».
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Цент | ра сбора данных ОАО «РЖД» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.3.3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C 54 |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.3.114 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы с учетом ПО «АльфаЦЕНТР».
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО АльфаЦЕНТР от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
| | | Состав 1-го и 2-го уровня ИК | | Метрологические характеристики ИК |
| ИКр е м о Н | Наименование объекта учета | ТТ | ТН | Счетчик | С О У | Вид электроэнергии | Границы интервала основной погрешности, (±5), %, | Границы интервала основной погрешности, в рабочих условиях (±5),% |
| | л о, 2 о § 2 § Д о ° ° ° « 9 2 § ^ ^ А ^ О О ^ W С m | тип | ТОГФ (П) | тип | НКФ-110- 57У1 | тип | А1802RАLQ- Р4GB-DW-4 | | | | |
| 1 | Коэф.тр | 600/5 | Коэф.тр | 110000:^3/ 100: V3/100 | | | RTU-327 Рег. № 19495-03 | Активная | 0,5 | 1,3 |
| | Кл.т. | 0,2S | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,2S/0,5 | Реактивная | 1,2 | 2,3 |
| | Рег. № | 61432-15 | Рег. № | 14205-94 | Рег. № | 31857-11 | | | |
| | О О S ^ о » о гЧ ^ о я ^ ^ О 1, з С к | тип | ТОГФ (П) | тип | НКФ-110- 57У1 | тип | А1802RАLQ- Р4GB-DW-4 | | | |
| 2 | Коэф.тр | 600/5 | Коэф.тр | 110000:^3/ 100: V3/100 | | | Активная | 0,5 | 1,3 |
| Кл.т. | 0,2S | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,2S/0,5 | Реактивная | 1,2 | 2,3 |
| | Рег. № | 61432-15 | Рег. № | 14205-94 | Рег. № | 31857-11 | | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 1 | 2 | 3 |
| | | тип | ТФНД- 110М | тип | НКФ-110- 57У1 | | | | | | |
| | | Коэф.тр | 600/5 | Коэф.тр | 110000:^3/ 100: V3/100 | | | | | | |
| | ОАО «РЖД» ПС 110/10 «Промзона», ОМВ 110 кВ | Кл.т. | 0,5 | Кл.т. | 0,5 | | | RTU-327 Рег. № 19495-03 | | | |
| | Рег. № | 2793-71 | Рег. № | 14205-94 | | А1805RАLX | | | |
| | тип | ТФЗМ- 110Б-1У1 | | | тип | Q-F4GB- DW-4 | Активная | 1,1 | 3,2 |
| 3 | Коэф.тр | 600/5 | | | Кл.т. | 0,5S/1,0 | | | |
| Кл.т. | 0,5 | тип | НКФ-110- 57У1 | Рег. № | 31857-06 | Реактивная | 2,7 | 5,5 |
| | Рег. № | 2793-71 | Коэф.тр | 110000:^3/ 100: V3/100 | | | | | |
| | тип | ТФНД- 110М | Кл.т. | 0,5 | | | | | |
| | | Коэф.тр | 600/5 | Рег. № | 14205-94 | | | | | | |
| | | Кл.т. | 0,5 | | | | | | | | |
| | | Рег. № | 2793-71 | | | | | | | | |
| Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. |
| 3 Допускается замена | Н Т Т, Т | и счетчиков на | аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, |
| чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. |
| 4 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке | Акт хранится совместно с настоящим описанием типа |
| как его неотъемлемая часть. 6 Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. | | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 31819.22-2012 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 31819.23-2012 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом: | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для электросчетчиков Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| для УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| для УССВ-16HVS: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 44000 |
| для УССВ-35HVS: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| для сервера: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| Глубина хранения информации | |
| для электросчетчиков: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | |
| для УСПД: | 45 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной | |
| за месяц, сут | 45 |
| для ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее | |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ (П) | 6 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 3 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Программное обеспечение | Энергия Альфа 2 | 3 |
| Методика поверки | МП 5888/399-VIII-147-2017 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 5888/399-VIII-147 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 5888/399-VIII-147-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 110/10 кВ «Промзона» в границах Ростовской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3195-2009. ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800- в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ. 411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-327- по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» ПС 110/10 кВ «Промзона» в границах Ростовской области
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" ПС 110/10 кВ "Промзона" в границах Ростовской области](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" ПС 110/10 кВ "Промзона" в границах Ростовской области")
69645-17: Методика поверки МП 5888/399-VIII-147-2017Скачать749.5 Кб