Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Еврейской автономной области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных -основного и резервного, сервера управления), ПО «Энергия Альфа 2», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
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 по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО "РЖД" третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
ЦСОД ОАО "РЖД" также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
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-35НУ8 (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ЦСОД ОАО «РЖД».
ЦСОД ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов ЦСОД ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи ЦСОД - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и ЦСОД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - ЦСОД. 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.3.ХХ |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Таблица 2 - Состав И | О К О |
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| Т | П Волочаевка-1 |
| 1 | 1 С.Ш. 220 кВ | ТГФ220-П* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 506; 505; 504 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Зав № 251; 253; 242 рег. № 20344-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. 01169850 рег. № 31857-06 | RTU-327 Зав. № 001499 рег. № 41907-09 |
| 2 | 2 С.Ш. 220 кВ | ТГФ220-П* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 508; 509; 507 рег. № 20645-05 | НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Зав № 243; 248; 244 рег. № 20344-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. 01169846 рег. № 31857-06 |
| 3 | Ф 10 кВ №19 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 5138, 5141 рег. № 30709-11 | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7309 рег. № 20186-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. 01223019 рег. № 31857-06 |
Таблица 3 - М
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % |
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; та 0,2; Сч 1,0 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 3,4 | 2,6 | 5,1 | 4,0 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,0 | 1,7 | 3,0 | 2,6 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 1,4 | 1,2 | 2,0 | 1,8 |
| Iн1 < I1 < 1,2I^ | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,8 |
| 3 (ТТ 0,5S; та 0,5; Сч 1,0) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05^1 | 4,9 | 3,2 | 6,2 | 4,4 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 3,0 | 2,1 | 3,7 | 2,8 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 2,1 | 1,5 | 2,6 | 2,1 |
| Iн1 < I1 < 1,2!н | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 2,1 |
Примечания
1 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -10 до +40 от -40 до +65 от +1 до +50 0,5 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| электросчетчики Альфа А 1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, | |
| сут, не более | 3 |
| УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| Г лубина хранения информации | |
| электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
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
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Еврейской автономной области, аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз |
| Трансформаторы тока | ТГФ220-П* | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-323-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 82462078.411711.001.061.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-323-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Еврейской автономной области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.11.2017 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009. ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков Альфа А1800- в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.007МП.», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
етрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±<5), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 1,4 | 1,5 | 1,5 | 2,1 | 1,9 | 2,0 | 2,1 | 2,6 |
| 0,05Хн1 < I1 < 0,2^1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,6 | 1,5 | 1,6 | 1,7 | 2,2 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 1,9 |
| Iн1 < I1 < 1,2I^ | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,6 | 1,9 |
| 3 (ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05^1 | 2,1 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,4 | 2,8 | 3,1 | 5,1 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2^1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | 3,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| Iн1 < I1 < 1,2!н | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Еврейской автономной области», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Еврейской автономной области
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Еврейской автономной области](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Дальневосточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Еврейской автономной области")
69758-17: Методика поверки МП 206.1-323-2017Скачать7.8 Мб