Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО "Огнеупоры"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 622 п. 38 от 25.06.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по генерации, отпуске и электропотреблению.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, построенную на базе системы коммерческого учета энергопотребления автоматизированной типа SEP2 (ГР № 17564-98).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений активной и реактивной электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, аппаратных ключей);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Первый уровень АИИС КУЭ включает в себя 16 измерительно-информационных комплексов точек измерения электроэнергии (ИИК ТИ), которые предназначены для измерения и учета электрической энергии и мощности и построены на базе следующих средств измерений, внесенных в Государственный реестр средств измерений:

- измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 7746;

- измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983;

- счетчиков электрической энергии типа МТ85 и МТ 851;

- вторичных измерительных цепей.

Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) в состав которого входят:

- компьютер в серверном исполнении (сервер баз данных), оснащенный специализированным программным обеспечением «ISKRAMATIC SEP2W» и автоматизированные рабочие места (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации АИИС КУЭ;

- технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;

- переносной компьютер, выполняющий функции сбора, хранения информации по электроустановке и автоматизированной передаче информации в ИВКЭ от ИИК ТИ, не имеющих постоянного канала связи с ИВКЭ, а также при неработоспособном состоянии ИВКЭ.

Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках учета. Измерительные трансформаторы тока и напряжения каждой точки учета преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы соответствующего электронного счетчика электрической энергии.

Принцип действия счетчиков электрической энергии основан на эффекте Холла и реализован с помощью SPS (Smart Power Sensor) технологии, разработанной фирмой «ISKRAEMECO». SPS сенсор состоит из датчика Холла, аналоговых и цифровых цепей, которые интегрированы в единый кремниевый кристалл и используется как датчик тока и одновременно аналоговый умножитель. Аналоговая и цифровая электроника преобразует напряжение на выходе SPS сенсора в количество импульсов.

В процессе работы счетчик электрической энергии измеряет потребление активной и реактивной электрической энергии, вычисляет средние за период значения активной и реактивной мощности. Полученные результаты сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии путем приема запросов и передачи информации с индикаторов счетчиков поступает на сервер опроса и баз данных по интерфейсу RS-485.

Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения;

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- ведение журнала событий;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений;

- формирование отчетных документов;

- предоставление регламентированного доступа к информации АИИС КУЭ.

Среднюю активную/реактивную электрическую мощность и приращение активной/реактивной электрической энергии на интервале времени усреднения 30 минут для каждого ИИК ТИ вычисляют путем умножения количества импульсов, зарегистрированных в профиле нагрузки счетчика ИИК ТИ за рассматриваемый получасовой интервал, на соответствующие коэффициенты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей под управлением сервера баз данных. Синхронизация СОЕВ с тайм-сервером первого уровня (Stratum 1) ФГУП «ВНИИФТРИ», подключенным к государственному первичному эталону времени и частоты РФ, осуществляется через сеть Интернет. Программное обеспечение АИИС КУЭ «ISKRAMATIC SEP2W» каждые полчаса сравнивает показания часов сервера баз данных с действительным временем в национальной шкале координированного времени РФ UTC(SU), получаемым через сеть Интернет,. При отклонении

показаний часов сервера баз данных от действительного времени на ± 1 с осуществляется корректировка показаний часов сервера баз данных.

Синхронизация показаний часов счетчиков электрической энергии осуществляется от сервера баз данных. При каждом сеансе связи (1 раз в час) сервер баз данных сравнивает показания своих часов и часов счетчика. В случае отклонения показаний часов счетчика от показаний часов сервера баз данных на величину более ± 2 с сервер баз данных формирует команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик электрической энергии.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера баз данных АИИС КУЭ отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени, непосредственно предшествующий корректировке.

В процессе работы АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров, характеризующих электропотребление по отдельным ИК:

- потребление активной и реактивной электрической энергии (включая обратный переток) за заданные временные интервалы, кратные получасу, по отдельным счетчикам, и предприятию в целом с учетом многотарифности;

- средние (получасовые и суточные) значения активной и реактивной мощности (нагрузки);

- средний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки по отдельным счетчикам и предприятию в целом.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрены возможность пломбирования корпусов технических средств и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли).

Перечень ИИК ТИ АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, типов и классов точности используемых средств измерений (СИ), номеров регистрации в Государственном реестре СИ (ГР) и заводских номеров этих СИ, представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИИК ТИ АИИС КУЭ

Номер

Наименование точки измерений

Измеряемая энергия

Тип (обозначение) средства измерения; класс точности; № ГР; коэффициент трансформации; зав. №

ИИК ТИ

ИК

Счетчик

ТТ

ТН

1

2

3

4

5

6

7

1

1

ПС Башаринская 6 кВ яч. 1 Ввод 1 Т2 прием

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 23306-02; Зав. № 34873448

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3); 0,5; ГР № 1261-59; 1500/5; Зав. № 21455, 18763

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2716

2

R(+)

2

3

ПС Башаринская 6 кВ яч. 9 Ввод 2 Т2 прием

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 23306-02; Зав. № 34873489

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3); 0,5; ГР № 1261-59; 1500/5; Зав. № 1226, 1623

НТМИ-6-66 (НТМИ-6-66); 0,5; ГР № 2611-70; 6000/100;

Зав. № 2743

4

R(+)

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

3

5

ПС Башаринская 6 кВ яч. 48

Ввод 1 Т1 прием

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 23306-02; Зав. № 34873352

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3); 0,5; ГР № 1261-59; 1500/5; Зав. № 543, 550

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 3016

6

R(+)

4

7

ПС Башаринская 6 кВ яч. 51 Ввод 2 Т1 прием

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 23306-02;

Зав. № 34873890

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3); 0,5; ГР № 1261-59; 1500/5; Зав. № 639, 690

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2954

8

R(+)

5

9

ПС Башаринская 0,4 кВ СН прием

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34874267

ТОП 0,66 (ТОП 0,66); 0,5; ГР № 15174-96; 200/5; Зав. № 65443, 6101, 6061

Прямое включение по напряжению

10

R(+)

6

11

ПС Полдневая 6 кВ яч. 2 Ввод 1 Т1 прием

А(+)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873593

ТПЛМ-10 (ТПЛМ-10); 0,5; ГР № 2363-68; 200/5; Зав. № 09894, 09900

НТМК-6-48 (НТМК-6-48); 0,5; ГР № 323-49; 6000/100; Зав. № 13422

12

R(+)

7

13

ПС Полдневая 6 кВ яч. 7 Ввод 2 Т2 прием

А(+)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873786

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 300/5; Зав. № 48743, 49271

ЗНОЛ.06-6 (ЗНОЛ.06-6У3); 0,5; ГР № 3344-08; 6000/100; Зав. № 2005843, 2005812,2005703

14

R(+)

8

15

ПС Башаринская 6 кВ яч. 20 Паршинский РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873478

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 400/5; Зав. № 1970, 1913

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2716

16

R(-)

9

17

ПС Башаринская 6 кВ яч. 58 ЦРП-1 РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873827

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 400/5; Зав. № 29970, 40575

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2954

18

R(-)

10

19

ПС Башаринская 6 кВ яч. 6 Очистные РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873825

ТПОЛ-10 (ТПОЛ-10 У3); 0,5; ГР № 1261-59; 200/5; Зав. № 09899, 09846

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2716

20

R(-)

11

21

ПС Башаринская 6 кВ яч. 19 ЦРП-2 РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 27724-04;

Зав. № 34873785

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 400/5; Зав. № 42878, 43370

НТМИ-6-66 (НТМИ-6-66); 0,5; ГР № 2611-70; 6000/100;

Зав. № 2743

22

R(-)

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

12

23

ТП-1 6 кВ яч. 4 Рабочая РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 27724-04; Зав. № 34873824

ТПЛМ-10 (ТПЛМ-10); 0,5; ГР № 2363-68; 200/5; Зав. № 09809, 09873

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 2528

24

R(-)

13

25

ТП-1 6 кВ яч. 16 Техникум РСК отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 27724-04; Зав. № 34873828

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 150/5; Зав. № 61167, 61012

НТМИ-6-66 (НТМИ-6-66); 0,5; ГР № 2611-70; 6000/100;

Зав. № 105

26

R(-)

14

27

ТП-4 6 кВ яч. 3 АООТ Транспорт отдача

А(-)

МТ85 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 27724-04; Зав. № 34873479

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 50/5; Зав. № 73857, 1240

НТМИ-6-66 (НТМИ-6-66); 0,5; ГР № 2611-70; 6000/100; Зав. № РКАП

28

R(-)

15

29

ПС Башаринская 6 кВ яч. 34 ф.Стройбаза отдача

А(-)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0

ГР № 23306-02;

Зав. № 34873353

ТПЛ-10 (ТПЛ-10); 0,5; ГР № 1276-59; 150/5; Зав. № 7959, 2586

НТМИ-6 (НТМИ-6); 0,5; ГР № 831-53; 6000/100; Зав. № 3016

30

R(-)

16

31

ПС Башаринская Панель №6 ф. Полдневская

А(+)

МТ 851 (МТ851-T1A32R42-V12L10.1-M3KO13Z2); 0,5S/1,0 ГР № 23306-02; Зав. № 34873805

GIF 12/24/40,5 (GIF 40,5); 0,5S; ГР № 30368-05;

200/5; Зав. № 08/30525844, 08/30525843, 08/30525845

ЗНОМ-35 (ЗНОМ-35-65У1); 0,5;

ГР № 912-54; 35000:^3/100:^3; Зав. № 914111, 895521, 902474 (902675, 962719, 854732)

32

А(-)

33

R(+)

34

R(-)

А(+) — прием активной электрической энергии;

А(-) - отдача активной электрической энергии; R(+) - прием реактивной электрической энергии; R(-) - отдача реактивной электрической энергии

Программное обеспечение

Состав и идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Наименование модуля ПО

Идентификационное наименование модуля ПО

Номер версии (идентификационный номер)

Цифровой идентификатор ПО1

Программа-планировщик опроса и сбора результатов измерений

Sep2Collect.exe

1.64a

344BB34F027BF972946016E6B1E C3623

Программа для управления БД SEP2

Sep2DbManager.exe

1.64

A622BE2696CD9BC690DF2453AA 85271E

Генератор отчетов, отображение информации в графическом или табличном видах

Sep2Report.exe

1.65

341611CD1BEDA6A40191CCB689 564A97

* А _ _                       _ _                .1. _ _ _ _        _         .1. _    Л ГГ\С

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренного и преднамеренного изменения - С, согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Общее количество ИИК АИИС КУЭ

Общее количество ИК АИИС КУЭ

Интервал задания тарифных зон                                               30 минут

Классы точности счетчиков электрической энергии при измерении: - активной энергии

- реактивной энергии

Классы точности измерительных трансформаторов тока                            0,5S; 0,5

Классы точности измерительных трансформаторов напряжения

Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных                                                               ± 0,01 %

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии                                               ± 0,01 %

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности                                                                   ± 0,01 %

Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени

UTC(SU)1 при работающей системе коррекции времени                              ± 5 с Основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности не превышает:

- для ИК активной энергии и мощности                                             1,0 %2

- для ИК реактивной энергии и мощности                                           1,4 %2

Условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающей среды для счетчиков электрической энергии, °С от минус 40 до 60

- температура окружающей среды для сервера баз данных, °С                         20 ± 5

Показатели надежности счетчиков типа МТ85 и МТ 851:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее                                             1 847 754

- срок службы, лет, не менее                                                              24

Знак утверждения типа

наносится типографическим способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки МП 81-263-2012.

Поверка

осуществляется по документу МП 81-263-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» в 2013 г.

Эталоны, используемые при поверке:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом МИ 2158-91 «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;

- приемник навигационный МНП-М3. Пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ± 100 нс, ГР № 38133-08;

- секундомер СОСпр-2б-2, диапазоны (0-60) с, (0-60) мин, класс точности 2, ГР № 11519-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений представлена в документе ИЮНД.411711.004.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

2 ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

3 ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание