62022-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "Артышта-II" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Кемеровской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "Артышта-II" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Кемеровской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62022-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
62022-15: Описание типа СИ Скачать 109.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "Артышта-II" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Кемеровской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Артышта-II» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62022-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тяговой подстанции "Артышта-II" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Кемеровской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 1331
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

62022-15: Описание типа СИ Скачать 109.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Артышта-II» Западно-Сибирской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской 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.

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 электроэнергии типа 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. № 001134), 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, 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 уровней АИИС 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

ТП «Артышта-П»

1

Ввод Т - 1 220 кВ

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 1793; 1788; 1789 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн 220000/\3/100/\3 Зав. № 2349; 2350; 2351 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GE-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01289954 Госреестр № 31857-11

RrU-327 зав. № 001134 Г осреестр № 41907-09

активная реактивная

2

Ввод Т - 2 220 кВ

ТГФМ-220 класс точности 0,2S Ктт=100/1 Зав. № 1790; 1791; 1792 Госреестр № 52260-12

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 Зав. № 2352; 2353; 2354 Госреестр № 20344-05

A1802RALQ-P4GE-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01289999 Госреестр № 31857-11

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±3), %

Г раницы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие 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

(ТТ 0,2S;

TH 0,2;

Сч 0,2S)

0,01(0,02)Ihi < I1 < 0,05Ihi

1,0

1,1

1,1

1,2

1,2

1,3

0,05Ih1 < Ii < 0,2Ihi

0,6

0,7

0,8

0,8

0,9

1,0

0,21н1 < 11 < 1н1

0,5

0,5

0,6

0,8

0,8

0,9

Ih1 < 11 < 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, соответствующие вероятности Р=0,95, (± 3), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствую щие 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)1н1 < 11 < 0,05Ih1

2,1

1,8

2,5

2,3

0,051н1 < 11 < 0,21н1

1,6

1,4

2,1

2,0

0,21н1 < 11 < 1н1

1,1

1,0

1,8

1,7

Ih1 < Ii < 1,2Ihi

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 мощности cos9 (sin9) -0,87 (0,5); частота (50 ± 0,5)Гц;

— температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от 15 до 35 °С; счетчиков -от 21 до 25°С; ИВК - от 10 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 до 40°С;

- относительная влажность воздуха 100 %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

- Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:

— параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 -4,1)^Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,05) - 1,2)^Ih2; диапазон коэффициента мощности cos9 (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 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;

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 - 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Артышта-П» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской 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-220

6

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800

2

Устройства сбора и передачи данных серии 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 62022-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Артышта-II» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 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 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 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;

- 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

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Артышта-II» Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Кемеровской области», аттестованной Обществом с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергоаудитконтроль», аттестат об аккредитации № 01.00252-2011 от 02.03.2011.

Нормативные документы

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 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

7. 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».

Смотрите также

62021-15
EE Преобразователи влажности и температуры
Фирма "E+E Elektronik Ges.m.b.H", Австрия
Преобразователи влажности и температуры серии ЕЕ модификации EE210, EE220, EE23, EE31, EE310, EE33, EE330, EE060, EE061, EE07, EE071, EE08, EE03, EE04, EE99-1, EE10, EE160, EE150, HUMLOG 20THI, 0MNIP0RT30 L0GPR0BE20, 0MNIP0RT30 LOGPROBE16, 0MNIP0RT30...
62020-15
Tracerco Комплексы измерения профиля плотности
Фирма "Tracerco Ltd.", Великобритания
Комплексы измерения профиля плотности Tracerco (далее - комплексы) предназначены для многоуровневого (по высоте) или одноточечного бесконтактного измерения плотности жидких сред различного состава в резервуарах и трубопроводах и отображения вертикаль...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти ППСН «ЯРЕГА» (далее
62018-15
GA мод. GA-C51, GA-C53 Газоанализаторы
ООО "Турбоконтроль", г.Москва
Газоанализаторы серии GA моделей GA-C51, GA-C53 предназначены для измерения содержания оксида углерода (CO), диоксида углерода (CO2), диоксида серы (SO2), оксида азота (NO), метана (CH4), кислорода (O2) в невзрывоопасных смесях с азотом, воздухом и д...
Контроллеры многофункциональные «Интеллектуальный контроллер SM160-02» (в дальнейшем - контроллеры) предназначены для: