Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Оренбургской области

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской 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 ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование

присоединения

Состав ИК АИ

ИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

ТП «Сарай-Г ир»

1

СТ-1 110 кВ

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 492; 494; 1229

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 774; 751; 757

рег. № 24218-03

EA02RAL-P3B-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01126531 рег. № 16666-97

RTU-327 Зав. № 001529 рег. № 41907-09

2

СТ-2 110 кВ

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 Зав. № 482; 490;

1204 рег. № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн =

110000/V3/100/V3

Зав. № 790; 816; 827

рег. № 24218-03

EA02RAL-P3B-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01126502 рег. № 16666-97

3

Фидер 4 «СХ» 10 кВ

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 35775;

32107 рег. № 1276-59

НАМИТ-10 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0132 рег. № 16687-97

EA05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01142049 рег. № 16666-97

4

Фидер «ПГ» 10 кВ

ТПОФУ 10-0,5/3 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2974; 2504 рег. № 518-50

НАМИТ-10 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0118 рег. № 16687-97

EA05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01141837 рег. № 16666-97

5

Фидер «Элеватор 2» 10 кВ

ТЛО-10 кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 2658; 2667 рег. № 25433-03

НАМИТ-10 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0118 рег. № 16687-97

EA05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01142230 рег. № 16666-97

6

Фидер «Элеватор 16» 10 кВ

ТЛО-10 кл.т. 0,2S Ктт = 75/5 Зав. № 35775; 32107 рег. № 25433-03

НАМИТ-10 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0132 рег. № 16687-97

EA05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01142204 рег. № 16666-97

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы 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; Ш 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl

1,0

1,1

1,1

1,8

1,2

1,2

1,3

2,0

0,051^н1 < ^ <

0,2Ie1

0,6

0,7

0,8

1,3

0,8

0,9

1,0

1,4

0,2Iн1 < I1 < Iн1

0,5

0,5

0,6

0,9

0,8

0,8

0,9

1,2

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,5

0,5

0,6

0,9

0,8

0,8

0,9

1,2

3, 4

(ТТ 0,5; Ш 0,5; Сч 0,5S)

0,05Iн1 < I1 <

0,2Ie1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,3

2,9

3,2

5,7

0,2Iн1 < I1 < Iн1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

2,0

2,2

3,4

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

5, 6

(ТТ 0,2S; TН 0,5; Сч 0,5S)

0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl

1,5

1,6

1,7

2,3

2,0

2,1

2,2

2,8

0,05Iн1 < I1 <

0,2Ie1

0,9

1,1

1,2

1,9

1,6

1,7

1,8

2,5

0,2Iн1 < I1 < Iн1

0,9

1,0

1,0

1,5

1,5

1,7

1,7

2,2

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,9

1,0

1,0

1,5

1,5

1,7

1,7

2,2

Таблица 4 -

Метрологические характеристики ИК (реактивная 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 = 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; Ш 0,2; Сч 0,5)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1

2,1

1,5

2,8

2,1

0,05^1 < I1 < 0,2I«1

1,3

1,0

1,7

1,4

0,2I^ < I1 < Iri

0,9

0,7

1,2

1,0

I^ < I1 < 1,2I^

0,9

0,7

1,1

1,0

3, 4

(ТТ 0,5; Ш 0,5; Сч 1,0)

0,05^1 < I1 < 0,2I«1

4,7

2,9

5,2

3,5

0,2Iнl < I1 < Iri

2,6

1,8

3,0

2,3

Iн1 < Il < 1,2Iн1

2,1

1,5

2,5

2,1

S;; ) » S-S-S " ££5

0,01(0,02)Iнl < Il < 0,05Iнl

3,5

2,7

5,1

4,0

0,05Iн1 < I1 < 0,2Ifl1

2,2

1,8

3,2

2,6

0,2Iнl < Il < Iri

1,7

1,4

2,2

2,0

Iн1 < Il < 1,2Iн1

1,6

1,3

2,1

1,9

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 УССВ, 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 ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -10 до +40

- для счетчиков

от -40 до +70

- для УСПД

от +1 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

электросчетчики Евро АЛЬФА:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

- 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

Глубина 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

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

1

2

3

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТПОФУ 10-0,5/3

2 шт.

Трансформаторы тока

ТЛО-10

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10 УХЛ2

2 шт.

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

6 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-321-2017

1

Паспорт-формуляр

00083262.411711.001.069.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-321-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской 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 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 ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК 6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

-    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.

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) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской 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) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Оренбургской 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

Развернуть полное описание