60657-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции "Башково (Тобольск)" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тюменской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции "Башково (Тобольск)" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тюменской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 60657-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
60657-15: Описание типа СИ Скачать 108.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции "Башково (Тобольск)" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тюменской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции «Башково (Тобольск)» СвердловскойЖД - филиалаОАО «Российские железные дороги» в границах Тюменской области(далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активнойи реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 60657-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции "Башково (Тобольск)" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тюменской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 1316
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

60657-15: Описание типа СИ Скачать 108.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции «Башково (Тобольск)» СвердловскойЖД - филиалаОАО «Российские железные дороги» в границах Тюменской области(далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активнойи 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 -включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергиитипа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в режиме измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в режиме измерения 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 (УСПД RTU-327, Госреестр № 41907-09, зав. № 001531), 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), 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.

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,

Лист № 2

Всего листов 8 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 ±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 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. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей -±1,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

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.

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.

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР АРМ»

«АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle»

«АльфаЦЕНТР Коммуникатор»

ПК «Энергия Альфа 2»

Номер       версии

(идентификационны й номер) ПО

4

9

3

2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО

a65bae8d715093 1f811cfbc6e4c71 89d

bb640e93f359ba b15a02979e24d5 ed48

3ef7fb23cf160f5 66021bf19264ca 8d6

17e63d59939159 ef304b8ff63121d f60

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

•     Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет

математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «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 уровнейАИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

ГПП «Башково (Тобольск)»

1

T - 1 110 кВ

ТГФМ-110 класс точности 0,2 S Ктт=50/1 Зав. № 9905; 9903; 9902 Госреестр № 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9769; 9771; 9772 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01285408 Госреестр № 31857-11

RTO-327 зав. № 001531 Г осреестр № 41907-09

активная реактивная

2

T - 2 110 кВ

ТГФМ-110 класс точности 0,2 S Ктт=50/1 Зав. № 9904; 9901; 9906 Госреестр № 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 9992; 10000;

9773 Госреестр № 24218-13

A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01285415 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствую щие вероятности Р=0,95, (± 3), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 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

1, 2

0,01(0,02)Ihi < I1< 0,051н1

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

(ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,2S)

0,05Ihi < I1< 0,2Ihi

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,2IH1 < I1< IH1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

IH1 < I1 < 1,2IH1

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

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствую щие вероятности Р=0,95, (± 3), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), %

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

(ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5)

0,01(0,02)Ih1 < I1< 0,051н1

2,1

1,8

2,5

2,3

0,051н1 < I1< 0,21н1

1,6

1,4

2,1

2,0

0,2IH1 < I1< IH1

1,1

1,0

1,8

1,7

Ih1 < I1 < 1,2IH1

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:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В, частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uh; диапазон силы тока

( 1,0 - 1,2) 1н; коэффициент мощностиcosф (миф) -0,87 (0,5); частота (50 ± 0,5)Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от 15 °С до 35 °С; счетчиков -от 21°С до 25°С; ИВК - от 10°С до 30°С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения(0,9^- 1,1)-Uhi; диапазон силы первичного тока - от (0,02 (0,05) — 1,2)-Ihi; диапазон коэффициента мощности cos9(sin9) - 0,5- 1,0(0,6 —0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

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

- относительная влажность воздуха 100 %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для счетчикаэлектроэнергииАльфа А1800:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 -•1,1)/Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,05) - 1,2)^Ih2;      диапазон коэффициента

мощностиcosф (sin9) - 0,5- 1,0 (0,6- 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения менее 0,5 мТл;

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

- относительная влажность воздуха (40 - 60)%;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.

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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 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:

1 . параметрирования;

2 . пропадания напряжения;

3 . коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1. счетчика;

2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3 . испытательной коробки;

4. УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

1. пароль на счетчике;

2. пароль на УСПД;

Лист № 6

Всего листов 8

3 . 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 - до5 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) главной понизительной подстанции «Башково (Тобольск)» Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границахТюменской 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.

1

2

Трансформаторы тока ТГФМ-110

6

Трансформаторы напряженияантирезонансные однофазные НАМИ-110 УХЛ1

6

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

2

УСПД типа RTU-327

1

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 60657-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции «Башково (Тобольск)» СвердловскойЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Тюменской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 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 измеренийпо 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 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 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.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переноснойкомпьютерс ПОи оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО «Тюменьэнерго» Свердловскойжелезной дороги», аттестованной Обществом с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ», аттестат об аккредитации № 01.00252-2011 от 02.03.2011.

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) главной понизительной подстанции «Башково (Тобольск)» Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Тюменской 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».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции «Пур (Сывдарма)» Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Тюменской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тогучин»Западно-СибирскойЖД -филиалаОАО «Российские железные дороги» в границах Новосибирской области(далее по тексту -АИИС КУЭ)...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Чемская» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Новосибирской области (далее по тексту -АИИС К...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сеятель»Западно-СибирскойЖД -филиалаОАО «Российские железные дороги» в границах Новосибирской области(далее по тексту -АИИС КУЭ)...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Усть-Катав» Южно-Уральской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Челябинской области (далее по тексту -АИИС КУЭ...