Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Пикалево-2" ОАО "Российские Железные Дороги" Октябрьской железной дороги в границах ОАО "Ленэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1911 п. 45 от 26.11.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Пикалево-2» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго» (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.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, 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 (далее - УСПД) RTU-327, (Госреестр № 41907-09, зав. № 001509), 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.

Измерительные каналы (далее - ИК) 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 с учетом 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 (далее  -  УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного

времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. 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 ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень регионального Центра энергоучета содержит программное обеспечение (далее - 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 - Идентификационные данные ПО.

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

«Альфа-Центр АРМ»

Не ниже 4

a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d

MD5

«Альфа-Центр СУБД «Oracle»

Не ниже 9

bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48

MD5

«Альфа-Центр Коммуникатор»

Не ниже 3

3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

MD5

ПК «Энергия Альфа 2»

Не ниже 2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

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

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ИИК-1.1

Т1-110

ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=100/1 Зав. № 6210; 6203; 6214 Госреестр № 23256-11

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9634; 9629; 9642 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280825 Госреестр № 31857-11

RTU-327 зав. № 001517 Г осреестр № 41907-09

активная реактивная

ИИК-2.1

Т2-110

ТБМО-110 УХЛ1 класс точности 0,2 S Ктт=100/1 Зав. № 6207; 6212; 6208 Госреестр № 23256-11

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9628; 9631; 9639 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01280826 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

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

ИИК-1.1, ИИК-2.1 (ТТ 0,2S;

ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)1н1 < Ii < 0,051н1

1,0

1,2

1,3

1,2

1,3

1,5

0,051н1 < Ii < 0,21н1

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,1

0,21н1 < I1 < 1н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

1н1 < I1 < 1,21н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (± 5), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), %

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

ИИК-1.1

ИИК-2.1

(ТТ 0,2S;

ТН 0,2; Сч 0,5)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

2,3

1,9

2,7

2,4

0,051н1 < Ii < 0,21н1

1,6

i,4

2,1

2,0

0,21н1 < I1 < 1н1

1,1

1,0

1,8

1,7

1н1 < I1 < 1,2^1

1,1

1,0

1,8

1,7

Примечания:

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

2. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,98^Uh до 1,02^Uh;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;

- диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87 (0,5);

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60 до 40 °С; счетчиков -от 21 до 25 °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 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,05 ^1н1 до 1,2^1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 60 до 40 °С.

Для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1 •Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Hir до 1,2Чи2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С;

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

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов.

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:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие   механической   защиты от   несанкционированного   доступа   и

пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- 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) тяговой подстанции «Пикалево-2»

Лист № 6

Всего листов 8

ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго» 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 ТБМО-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

6

УСПД типа RTU-327

1

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

2

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 59133-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Пикалево-2» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.

Перечень основных средств 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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.;

Лист № 7

Всего листов 8

- 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 АУВП.411711.200.079.01 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Пикалево-2» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Информационноизмерительный комплекс точек учета электроэнергии на вводах подстанций (110 кВ)».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Пикалево-2» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго»

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. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».

7. АУВП.411711.200.079.01   «Система   автоматизированная информационно

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Пикалево-2» ОАО «Российские Железные Дороги» Октябрьской железной дороги в границах ОАО «Ленэнерго». Информационно-измерительный комплекс точек учета электроэнергии на вводах подстанций (110 кВ)».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание