Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Воронежской области ТП "Отрожка" (2-я очередь)

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1100 п. 05 от 07.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49042
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр № 20481-00), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные комплексы (далее - ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, шлюзы коммуникационные ШК-1, 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. № 001235), 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.

Измерительно-информационные каналы (далее - ИИК) 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 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.

Лист № 2

Всего листов 7

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 (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 ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с.

Программное обеспечение

Уровень регионального Центра энергоучета содержит 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 - Сведения о программном обеспечении.

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификацион ный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификат ора ПО

" Альфа-Центр"

" Альфа-Центр АРМ"

4

a65bae8d7150931f

811cfbc6e4c7189d

MD5

" Альфа-Центр"

" Альфа-Центр СУБД "Oracle"

9

bb640e93f359bab1

5a02979e24d5ed48

MD5

" Альфа-Центр"

" Альфа-Центр Коммуникатор"

3

3ef7fb23cf160f566 021bf19264ca8d6

MD5

"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

ПК "Энергия Альфа 2"

2.0.0.2

17e63d59939159ef

304b8ff63121df60

MD5

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь)" в Таблице 2.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3, 4.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)________

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %

85 %, I5 %— I изм< I 20 %

8 20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

8100 %, Il 00 %— I изм— I 120 %

200

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,9

-

±7,6

±4,2

±3,2

0,8

-

±5,0

±2,9

±2,4

0,7

-

±4,2

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,3

±2,2

±2,0

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ дисп. наим |

№ ИИК

Диспетчерское наименование точки учета

Состав ИИК (1 - 2 уровени)

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

7

8

1

200

Ф-11

ЭЧС Отрожка-6 кВ

ТОЛ-10-1-2 У2 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 60892; 60906 Г осреестр № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1333;

1523 Г осреестр № 20186-05

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01239377

Г осреестр № 31857-11

RTU-327-E1-M4 зав. № 001235 Г осреестр № 41907 - 09

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

^1i2)%, I1(2)— I изм< I 5 %

85 %, I5 %— I изм< I 20 %

8 20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

8100 %, Il 00 %— I изм— I 120 %

200

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

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

2. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

• диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01-Uh;

• диапазон силы тока - от 0,054н до 1,2-1н;

• диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - от 0,5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5);

• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 10 до 30 °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-Uki; диапазон силы первичного тока - от 0,054н1 до 1,2-1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии "Альфа А1800":

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2; диапазон силы первичного тока - от 0,0Г1н2 до 1,2^1н2; коэффициент мощности cosф ^тф) - от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 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. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.

4 Примечаний) 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 электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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:

J параметрирования;

S пропадания напряжения;

S коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• наличие механической   защиты   от несанкционированного   доступа и

пломбирование:

S счетчика;

S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

S испытательной коробки;

J УСПД.

• наличие защиты на программном уровне:

S пароль на счетчике;

J пароль на УСПД;

J 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:

• счетчики электроэнергии и "Альфа А1800"- до 30 лет при отсутствии питания;

• 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) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь)" 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.

1

2

Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2

2

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327-E1-M4

1

Счетчик электрической энергии A1805RALQ-P4GB-DW-4

1

Устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS

1

Источник бесперебойного питания APC Black -Smart-USB RM 2U

1

Шлюз-концентратор ШК-1

1

Сервер управления Arbayte Tempo

1

Сервер базы данных (основной) HP Proland ML 570

1

Сервер базы данных (резервный) HP Proland ML

1

Коммутатор (Data switch) Masterview CS-14

1

Источник бесперебойного питания APC Black -Smart-UPS 1000 USB RM 2U

1

Методика поверки МП 1399/446-2012

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1399/446-2012 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь)". Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "РОСТЕСТ-МОСКВА" в октябре 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки" и /или средства измерений согласно МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или средства измерений согласно МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя", средства измерений согласно МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

• Счетчик 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.;

• УСПД RTU-327 - по документу "Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007.МП";

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.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь)".

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Воронежской области ТП «Отрожка» (2-я очередь)"

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. 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

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание