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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

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

Э

К

о

ИК

Наименование

присоединения

Состав ИК АИИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

ЭЧЭ-51, ТП Тула

1

Фид. №4-6 кВ Стройкомплект

Т0Л-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 07786-16;

07683-16 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 59870-15

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав № 632 рег. № 20186-05

A1805RALXQV-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. 01288527 рег. № 31857-11

RTU-327 Зав. № 001229 рег. № 41907-09

Таблица 3 - М

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

(ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 1,0)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1

4,1

2,5

5,2

4,0

0,051щ < I1 < 0,21щ

2,8

1,9

4,3

3,6

0,21щ < I1 < 1щ

2,1

1,5

3,8

3,4

< I1 < 1,21н

2,1

1,5

3,8

3,4

Примечания

етрологические характеристики ИК (активная энергия)

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

(ТТ 0,5S; та 0,5; Сч 0,5S)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1

2,1

2,4

2,7

4,9

2,4

2,8

3,1

5,1

0,051щ < I1 < 0,2^1

1,2

1,5

1,7

3,1

1,7

2,0

2,2

3,5

0,21н < I1 < 1н

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

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 6 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -45 до +40

- для счетчиков

от -40 до +65

- для УСПД

от +1 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

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

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,

шт./экз

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

1

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327

1

Методика поверки

МП 206.1-328-2017

1

Паспорт-формуляр

82462078.411711.001.058.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-328-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Тульской 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;

-    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 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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.

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 Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Тульской 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 Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Тульской 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