Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижнетагильский котельно-радиаторный завод» (далее - АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»), г. Нижний Тагил, предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электрической энергии в ОАО «НТКРЗ» по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии (МВИ КУЭ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 6 измерительных каналов (далее - ИК), информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
— обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (TH), счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ХИТОН, а также вторичные цепи.
Состав и метрологические характеристики ИИК приведены в таблице 1.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя PC-совместимый компьютер в серверном исполнении с установленным специализированным программным обеспечением «Windows 2000 Server, Office 2000 или ХР», систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ) и специализированное программное обеспечение.
Принцип действия:
На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Счетчик преобразует аналоговые сигналы пропорциональные значениям активной, реактивной мощностей и фазного напряжения в цифровой код с последующей линеаризацией характеристики с помощью калибровочных коэффициентов. Далее счетчик вычисляет значения других параметров электроэнергии (значений накопленной активной и реактивной энергии нарастающим итогом с момента включения, полного тока в каждой фазе, линейных напряжений, Cos (р (tg <р)) в точке учета. Значения измеренных и вычисленных параметров поступают в соответствующую зону буфера памяти с присвоением номера соответствующего завершенного интервала времени измерения (нумерация сквозная в течение года), кроме того, для каждого измерения регистрируется время записи в буфер памяти.
Данные со счетчиков по каналам связи с использованием интерфейса RS-485 поступают на уровень ИВК, который реализован на базе двух (основного и резервного) серверов АИИС и включает в свой состав:
• ЭВМ серверов;
• необходимое количество АРМ-ов;
• источник бесперебойного питания (UPS);
• информационные кабели;
• кабель подключения к питающей сети;
• каналообразующую и приемо-передающую аппаратуру;
• устройство GPS (измерения точного астрономического времени);
Основой сервера ИВК является ЭВМ-сервер (Процессор Intel Xeon Quad-Core Е5405А 2.0GHz/1333/2X6Mb Box, память DDR-П 1Gb FB ECC REG Kingston (KVR667D2D8F5/1G), дисковод внешний l,44Mb/3,5" NEC <USB >, привод DVD+/-RW NEC (Optiarc) AD5200A-0B <IDE>, накопитель Seagate 320Gb SATA-1I-7200-16M <ST3320620AS> SATA, корпус Intel SC5299BRP 650W (1+0) PSU, rackable) работающий под операционной системой Windows 2000 Server и выполняющая весь набор программ сбора и представления данных (СПД).
На крыше здания энергоцеха ОАО «НТКРЗ» установлена антенна GPS-приемника СОЕВ. Карта сопряжения GPS-приемника с ЭВМ установлена в ЭВМ сервера АИИС.
Поддержание единого системного времени осуществляется посредством приемника сигналов точного времени GPS-приёмника, подключенного к серверу, 1 раз в секунду. Взаимодействие между сервером и устройством синхронизации времени организуется по цифровому интерфейсу RS-232.
При опросе счётчика ему передаётся текущее время сервера. Сравнение времени сервера и астрономического времени производится 1 раз в секунду и при расхождении на 0.01 секунды, время сервера синхронизуется с астрономическим.
Данные со счётчиков снимаются кратно одной минуте. Есть возможность просматривать 30-и минутные данные как по местному, так и по Московскому времени.
Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) возможна организация многоступенчатого доступа к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).
Структурная схема АИИС КУЭ представлена на рис.1.
СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АНИС ОАО «НТКРЗ»
Сервер
АРМ оператора АИИС
Медиаконвертер оптика -> Ethernet
Оптический кросс 16 портов
Блок бесперебойного питания 450VA
KVM-переключатель
Кросс-клемник
Маршрутизатор
Блок бесперебойного питания 1000VA (с креплением в стойку)
Счетчик коммерческого учета электроэнергии
Блок питания 12В 120Вт (для коммутатора, медиаконвертера и преобразователя)
Коммутатор с поддержкой кольцевой структуры сети
Преобразователь RS-485 -> Ethernet с каскадированием
Счетчик технического учета электроэнергии
GPS приемник
GPS приемник
о д о д о осе ббОйбдуС
АРМ администратора Серверная
Интернет
Сервер основной
О
0 д й О 0 й й й
ЛВС ОАО «НТКРЗ»
ЦРП-9 РУ-6 кВ
Сервер резервный
ООООООФО О 6 О О О 6 О 6 г
А
арм огэ Энергоцех
ТП-5
РУ-6 кВ
Комм
РУ-6 кВ ,
ТП печи
од од о до о
ТП-11
РУ-6 кВ
ТП-1 РУ-6 кВ
АРМ диспетчера
Рисунок 1 - Структурная схема АИИС ОАО «НТКРЗ»
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены
в таблице 1
| Канал измерений | Состав измерительного канала | № Госреестра | Вид электроэнергии | Примечания | |||||
| Точка измерения | Наименовани е объекта учета | -С го g | тип средств измерения | коэффициент трансформации | класс точности | заводской номер | |||
| 1 | ТП-1, РУ-6 кВ, ввод 1, яч.2 | А В С | ТПОЛ-10-УЗ ТПОЛ-10-УЗ ТПОЛ-10-УЗ | 600/5 | 0.5S | 1388 1391 1406 | 1261-02 | Активная Реактивная | |
| А В С | Н АМИТ-10-2УХЛ2 | 6000/100 | 0,5 | 2329 | 18178-99 | ||||
| X1QU-3KME-T2-00 | 0,2S | 8201148 | 15697-03 | ||||||
| 2 | ТП-1, РУ-6 кВ, ввод 2, яч.17 | А В с | ТПОЛ-10-УЗ ТПОЛ-10-УЗ ТПОЛ-10-УЗ | 600/5 | 0.5S | 1464 1463 1465 | 1261-02 | Активная Реактивная | |
| А В С | Н АМИТ-10-2УХЛ2 | 6000/100 | 0,5 | 2406 | 18178-99 | ||||
| X1QU-3K.ME-T2-00 | 0,2S | 7301347 | 15697-03 | ||||||
| 3 | ТП-9, РУ-6 кВ, ввод 1, яч.5 | А В С | ТОЛ-Ю-1-2-У2 ТОЛ-Ю-1-2-У2 ТОЛ-Ю-1-2-У2 | 1000/5 | 0.5S | 65452 65453 65454 | 15128-03 | Активная Реактивная | |
| А В С | НАМИТ-10-2УХЛ2 | 6000/100 | 0,5 | 2404 | 18178-99 | ||||
| X2QU-3KME-T2-00 | 0,5S | 7111290 | 15697-03 | ||||||
| 4 | ТП-9, РУ-6 кВ, ввод 2, яч.10 | А В С | ТОЛ-10-1-2-У2 ТОЛ-10-1-2-У2 ТОЛ-Ю-1-2-У2 | 1000/5 | 0.5S | 65001 64991 64504 | 15128-03 | Активная Реактивная | |
| А В С | Н АМИТ-10-2УХЛ2 | 6000/100 | 0,5 | 2405 | 18178-99 | ||||
| X1QU-3K.ME-T2-00 | 0,2S | 7301342 | 15697-03 | ||||||
| 5 6 | ТП-11, РУ-6 кВ, ввод 2, яч.9 ТП-«Печи», РУ-6 кВ, ввод, яч.З | А В с | ТОЛ-10-1-2-У2 ТОЛ-Ю-1-2-У2 ТОЛ-Ю-1-2-У2 | 300/5 | 0.5S | 65016 65013 65020 | 15128-03 | Активная Реактивная Активная Реактивная | |
| А В с | ЗхЗНОЛ.0,6-6УЗ | 6000/100 | 0,5 | 517 | 3344-04 | ||||
| X1QU-3KME-T2-00 | 0,2S 0,5 0,5 0,5S | 8201363 5818 5824 1232 7111292 | 15697-03 1261-02 20186-00 15697-03 | ||||||
| А В с | ТПОЛ-10-УЗ ТПОЛ-10-УЗ | 300/5 | |||||||
| А В с | НАМИ-10-95УХЛ2 | 6000/100 | |||||||
| X2QU-3KME-T2-00 | |||||||||
Таблица 2-Метро логические характеристики ИК
Приписанные погрешности измерения активной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»
| Номера точек измерения | Значение costp | 85-20 %Р> [%] для диапазона Wpj(2) %<WpH3M<WР5 % | 85-20 %р, [%] для диапазона WР5 %< Wризм< Wр20 % | §20-100 %Р, [%] для диапазона W Р2оW p„3M<Wp юо % | 8100-120 %Р, [%] для диапазона Wp 100 %^= WрИЗм<wР120 °/ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1,2, 4,5, | 1 | 1,9 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,8 | 2,9 | 1,7 | 1,4 | 1.4 | |
| 0,5 | 5,5 | 3,1 | 2,3 | 2,3 | |
| 3 | 1 | 2,3 | 1,8 | 1,7 | 1,7 |
| 0,8 | 3,4 | 2,3 | 2,0 | 2,0 | |
| 0,5 | 5,7 | 3,5 | 2,8 | 2,8 | |
| 6* | 1 | - | 2,3 | 1,8 | 1,7 |
| 0,8 | - | 3,3 | 2,2 | 2,0 | |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,4 | 2,8 |
Приписанные погрешности измерения реактивной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»
| Номера точек измерения | Значение sincp | 85-20 %р, [%] для диапазона Wq2 %^Wq„3m<Wq5 | 85-20 %р, [%] для диапазона Wqs %<Wqh3m<WQ20 % | 820-100 %р, [%] для диапазона Wq20 °/<А WQ„3M< Wq 100 % | §100-120 "»P-[%] для диапазона Wq । оо Wph3m<WQ120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1,2, 4,5, | 0,6 | 6,7 | 3,9 | 2,7 | 2,6 |
| 0,87 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,2 | |
| 3 | 0,6 | 6,7 | 3,9 | 2,7 | 2,6 |
| 0,87 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,2 | |
| 6* | 0,6 | - | 5,3 | 3,2 | 2,6 |
| 0,87 | - | 3,6 | 2,4 | 2,2 |
Примечания:
1. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1 ,()2)41,!ОЛ„ ток (1... 1,2) -1ном, cos(p=0,9UHd_;
• температура окружающей среды (20±5) °C.
2. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»:
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-UHOM, ток (0,05 ...1,2) 4НОМ температура окружающей среды:
• для счетчиков электроэнергии Хитон от О °C до плюс 55 °C;
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1985.
3. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 3 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом. Внесение изменений в описание типа АИИС КУЭ осуществляется в установленном Ростехрегул ирован ием порядке.
Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ» измерительных компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 6 часов;
- сервер - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности не более 1 часа;
- СОЕВ -.коэффициент готовности-не менее 0,95, среднее время восстановления-не более 24 часов.
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК 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 концентратора фиксируются факты:
1) пропадания напряжения;
2) коррекция времени
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1) счетчика;
2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3) испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
1) пароль на счетчике;
2) пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- серверах (функция автоматизирована);
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ» типографским способом.
Комплектность
Таблица 3
| Наименование | Обозначение (Тип) | Кол-во |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-УЗ | 8 |
| ТОЛ-Ю-1-2-У2 | 9 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2УХЛ2 | 4 |
| ЗхЗНОЛ.О,6-6УЗ | 1 | |
| НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 | |
| Счетчик электрической энергии | ХИТОН | 6 |
| СОЕВ | GPS приёмник | 1 |
| Сервер энергообъекта | Intel Xeon Quad-Core Е5405А 2.0GHz/l 333/2X6Mb | 2 |
| Методика поверки | МП-01/РИ-2009 | 1 |
В комплект поставки также входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НТКРЗ». Методика поверки» МП-01/РИ-2009, утвержденная ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» в январе 2009 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчики «Хитон» - по документу «АЛБН.005-00 МП Методика поверки»;
Межповерочный интервал - 4 года.
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 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки
9 ГОСТ 8.216-88 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.
10 МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Заключение
Тип Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижнетагильский котельно-радиаторный завод», зав. № 009 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.