Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" тяговая подстанция 110 кВ "Береговая" в границах Краснодарского края
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005), 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. № 006943), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на 3-ий уровень, 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) включает в себя: серверное оборудование (серверы сбора данных -основной и резервный, сервер управления), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
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 АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
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 цифровые сигналы. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах 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, 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 времени (УСВ) на основе приемника GPS типа yCCB-35LVS (35HVS). УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога (рассинхронизаци) ± 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 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 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 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
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| "АльфаЦЕНТР" | 4 | a65bae8d7150931f811cfbc6e4c7 189d | "АльфаЦЕНТР АРМ" | MD5 | |
| "АльфаЦЕНТР" | 9 | bb640e93f359bab15a02979e24 d5ed48 | "АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle"" | MD5 | |
| "АльфаЦЕНТР" | 3 | 3ef7fb23cf160f566021bf19264 ca8d6 | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор" | MD5 | |
| "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef304b8ff6312 1df60 | "Энергия Альфа 2" | MD5 | |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 110 кВ ПТ1 | VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106933 10, 1106933 11, 1106933 12 Госреестр № 3775008 | SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000А/3)/(100АЗ) Зав. № 11/110486, 11/110488, 11/110497 Госреестр № 37115-08 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248242 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 110 кВ ПТ2 | VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106933 01, 1106933 07, 1106933 08 Госреестр № 3775008 | SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/<3)/(100/^3) Зав. № 11/110482, 11/110490, 11/110499 Госреестр № 37115-08 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248244 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 3 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая ТСН-1 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 39095, 39096 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/А)/(100/А) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248262 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 1 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 39123, 39121, 39124 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07 | A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248246 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 5 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 2 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 39119, 39122, 39120 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07 | A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248250 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 6 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-1 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39108, 39107 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01214679 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 7 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-3 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39104, 39103 Госреестр № 30709 11 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 1009841, 1010085, 1010212 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248264 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 8 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-5 | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39112, 39116 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248252 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 9 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-3 | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39115, 39111 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248260 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 10 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-1 | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39118, 39109 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/<3)/(100/<3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248254 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая ЛЭП АБ (СЦБ) 0,4 кВ | ТСН-6 кл. т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 3904, 3903 Госреестр № 2610003 | - | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248256 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 12 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая ТСН-2 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 39097, 39098 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248251 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 13 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-2 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39105, 39102 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248263 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 14 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер-4 10 кВ | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39101, 39106 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП кл. т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1009873, 1009701, 1009543 Госреестр № 23544-07 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248253 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 15 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-4 | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39113, 39114 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248259 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 16 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Фидер ПЭ-2 | ТЛП-10-6 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 39110, 39117 Госреестр № 3070911 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 30769, 30767, 30768 Госреестр № 40014-08 | A1805RL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248261 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 17 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 1 27,5 кВ | ТЛО-35 кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 19399, 19405 Госреестр № 3629111 | TJC7 кл. т 0,5 Ктн = (27500/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5211013173, 1VLT5211013175 Госреестр № 25430-08 | A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248248 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 18 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ввод 2 27,5 кВ | ТЛО-35 кл. т 0,5S Ктт = 1200/5 Зав. № 19402, 19400 Госреестр № 3629111 | TJC7 кл. т 0,5 Ктн = (27500/^3)/(100/^3) Зав. № 1VLT5211013169, 1VLT5211016808 Госреестр № 25430-08 | A1805RAL-P4G-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01248249 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 зав. № 006943 Г осреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 19 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Рабочая перемычка КРУ-110 кВ | VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106932 16, 1106932 17, 1106932 18 Госреестр № 3775008 | SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/<3) Зав. № 11/110486, 11/110488, 11/110497 Госреестр № 37115-08 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248243 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | |
| 20 | тяговая подстанция 110 кВ Береговая Ремонтная перемычка КРУ-110 кВ | VIS WI кл. т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 1106932 12, 1106932 13, 1106932 15 Госреестр № 3775008 | SU 170/S кл. т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/V3) Зав. № 11/110482, 11/110490, 11/110499 Госреестр № 37115-08 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01248245 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 81(2) %, 11(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, 2, 19, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 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 | |
| 3, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 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 | |
| 4 - 7, 13, 14, 17, 18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 8 - 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,4 | |
| 11 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 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, 2, 19, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,9 | ±5,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±4,3 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 3, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
| 4 - 7, 13, 14, 17, 18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 8 - 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,9 | ±12,0 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,9 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,6 | ±2,5 | ±2,4 | |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 11 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,9 | ±12,0 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,8 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,6 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,2 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 0,5 | ±6,4 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,0 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%p и 31(2)%Q для cosф<1,0 нормируется от I2%..
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, cosф=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18°С до плюс 25°С; УСПД - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С 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; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.
- Для электросчетчиков:
- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40°C до плюс 65 °C;
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9 ин2 до 1,1 ин2;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 3, и от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК №№ 1, 2, 4 - 20;
- 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 однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2011.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД (RTU-327) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
- УССВ-35HVS - 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 АИИС КУЭ АЭС 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 времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии и "Альфа А1800"- до 30 лет при отсутствии питания;
- УСПД RTU-327 - 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 титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение (Тип) | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | VIS WI | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-6 | 28 |
| Трансформатор тока | ТЛО-35 | 4 |
| Трансформатор тока | ТСН-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | SU 170/S | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | TCJ7 | 4 |
| Счётчик электрической энергии | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 4 |
| Счётчик электрической энергии | A1805RAL-P4G-DW-4 | 4 |
| Счётчик электрической энергии | A1805RL-P4G-DW-4 | 12 |
| Источник бесперебойного питания | APC Black-Smart-UPS 1000 USB RM 2U, APC Smart-UPS 2200 VA RM 3U Black | 1 |
| Сервер базы данных (основной) | HP ML-570 зав. № CZB2564LKN | 1 |
| Приемник устройства синхронизации времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Шлюз-концентратор | ШК-2 ТП | 1 |
| Программное обеспечения | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» | 1 | |
| Методика поверки | МП 1715/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 499/10-652-06.35-КНМУ.411711.085.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1715/550-2013 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМС им. Д. И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 счетчиковми системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЖД» тяговая подстанция 110 кВ «Береговая» в границах Краснодарского края». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1317/550-01.00229.2013 от 11.10.2013 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.
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
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.