Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Воронежской области (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.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «ЕвроАльфа» класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94), класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии по 26035-83), 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. № 000778), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее -ПО) «АльфаЦЕНТР», 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) включает в себя: серверное оборудование (серверы сбора данных - основной и резервный, сервер управления), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровые сигналы. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах 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.
Лист № 2
Всего листов 10
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, 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 времени (УСВ) на основе приемника GPS типа yCCB-35LVS (35HVS). УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога (рассинхронизаци) ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
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 Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "АльфаЦЕНТР", включающее в себя модули " АльфаЦЕНТР АРМ", " АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle", " АльфаЦЕНТР Коммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" 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.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационн ое наименование ПО | Номер версии (идентификаци онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификацион ное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР " | 4 | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c 7189d | "АльфаЦЕНТР АРМ" | MD5 |
| "АльфаЦЕНТР " | 9 | bb640e93f359bab15a02979e24 d5ed48 | "АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle"" | MD5 |
| "АльфаЦЕНТР " | 3 | 3ef7fb23cf160f566021bf19264 ca8d6 | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор " | MD5 |
| "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" | 2.0.0.2 | 17e63d59939159ef304b8ff631 21df60 | "Энергия Альфа 2" | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
| разряда измеренного (учтенного) значения. Метрологические характеристики ИИК АИИС нормированы с учетом ПО. Уровень защиты ПО от непреднамеренных уровень «С» по МИ 3286-2010. | КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 и преднамеренных изменений - |
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ТП «Райновская» |
| 1 | Ввод - 2 35 кВ точка измерения № 1 | ТВТ-35 класс точности 1,0 Ктт=600/5 Зав. № 18305А; 18305С Госреестр № 3634-89 | НАМИ-35 УХЛ1 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. № 243 Госреестр № 19813-00 | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01036640 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 зав. № 000778 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
| 2 | РТП - 2 35 кВ точка измерения № 2 | ТВТ-35 класс точности 1,0 Ктт=100/5 Зав. № 17745А; 17745С Госреестр № 3634-89 | НАМИ-35 УХЛ1 класс точности 0,5 Ктн=35000/100 Зав. № 243 Госреестр № 19813-00 | EA05RL-P2B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01085540 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
| 3 | Ф - ПГ 27,5 кВ точка измерения № 3 | ТОЛ-35 класс точности 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 219; 251 Госреестр № 21256-07 | ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктн=27500/100 Зав. № 1503601; 1503873 Госреестр № 912-05 | EA05RAL-B-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01100189 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ТП «Лиски» |
| 4 | Фидер СЦБ - 4 0,23 кВ точка измерения № 4 | ТШП-0,66 класс точности 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 45521; 60645; 67843 Госреестр № 15173-06 | _ | EA05L-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 1046667 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 зав. № 000778 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± §), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± §), % |
| 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 |
| 1, 2 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 3,4 | 4,7 | 5,5 | 3,6 | 4,9 | 5,7 |
| (ТТ 1,0; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 2,2 | 2,8 | 3,1 |
| 1н1 < I1< 1,21н1 | 1,4 | 1,8 | 2,1 | 1,8 | 2,2 | 2,4 |
| 3 | 0,05Ih1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 2,2 | 2,8 | 3,2 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | 1,9 | 2,1 |
| Ih1< I1< 1,2Ih1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 |
| 4 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 2,1 | 2,7 | 3,1 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,0 | 1,3 | 1,5 | 1,5 | 1,8 | 1,9 |
| (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | Ih1 < I1 < 1,2IH1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), % |
| 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 |
| 1, 2 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 10,9 | 8,6 | 11,2 | 8,9 |
| (ТТ 1,0; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,2Ihi < Ii < Ihi | 5,6 | 4,5 | 5,8 | 4,7 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 3,9 | 3,2 | 4,2 | 3,4 |
| 3 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 5,8 | 4,7 | 6,3 | 5,2 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,2Ihi < Ii < Ihi | 3,2 | 2,6 | 3,5 | 3,0 |
| Ih1 < Ii < 1,2Ih1 | 2,5 | 2,1 | 2,8 | 2,5 |
| 4 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 5,7 | 4,5 | 6,2 | 5,1 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 2,9 | 2,4 | 3,3 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; Сч 1,0) | Ih1 < Ii < 1,2Ih1 | 2,1 | 1,8 | 2,5 | 2,2 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 31(2)%P и 81(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%,..
2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
4. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^Uhom до 1,02^ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2-1ном, cosф=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков - от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30°С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
5. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1 ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.
Для счетчиков электроэнергии «ЕвроАльфа»:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,(>Uk2 до 1,1 •Uw2; диапазон силы вторичного тока - от 0,014н2 до 1,2-1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. 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 80000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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;
Лист № 8
Всего листов 10
- 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) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Воронежской области 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 ТВТ - 35 | 4 |
| Трансформаторы тока ТОЛ - 35 | 2 |
| Трансформаторы тока ТШП - 0,66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ - 35 УХЛ1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 | 2 |
| УСПД типа RTU-327 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 4 |
| 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 1706/500-2013 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Воронежской области». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 11.10.2013 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 «ЕвроАльфа» - по документу «Многофункциональный
многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). 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 1ЧТ1-327.Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- 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 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ЮгоВосточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Воронежской области».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Воронежской области
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. АУВП.411711.501.ЭД.ИЭ «Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Воронежэнерго» ЮгоВосточной железной дороги».
Лист № 10
Всего листов 10
7. ТУ 4228-011-29056091-11 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
