Номер по Госреестру СИ: 40561-09
40561-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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).
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 1
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 2
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 3
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 4
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 5
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 6
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 7
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 8
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнетагильский котельно-радиаторный завод"
Рисунок № 9
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические 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».
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.
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.
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
Счетчик коммерческого учета электроэнергии
(А
Счетчик технического учета электроэнергии
Медиаконвертер оптика -> Ethernet
Преобразователь RS-485 -> Ethernet с каскадированием
Оптический кросс 16 портов
Блок бесперебойного питания 450VA
Блок бесперебойного питания 1000VA (с креплением в стойку)
Блок питания 12В 120Вт (для коммутатора, медиаконвертера и преобразователя)
KVM-переключатель
Кросс-клемник
Маршрутизатор
GPS приемник
ТП печи
РУ-6 кВ
Интернат
ЛВС ОАО «НТКРЗ»
с о о o р
6 ' -6 0 Ci И
ТП-11
РУ-6 кВ
Коммутатор с поддержкой кольцевой структуры сети
i |
1 | |||
, йоосзбйй 5 О i й й А й А й ’ | ||||
арм огэ Энергоцех
ТП-1 РУ-6 кВ
ИЦЩ»., Т |
■g| |
АРМ диспетчера
Рисунок 1 - Структурная схема АИИС ОАО «НТКРЗ»
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/1333/2X6Mb |
2 |
Методика поверки |
МП-01/РИ-2009 |
1 |
В комплект поставки также входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений.
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 03 -9- |
тип средств измерения |
коэффициент трансформации |
класс точности |
заводской номер | |||
А |
ТПОЛ-10-УЗ |
1388 | |||||||
В |
ТПОЛ-10-УЗ |
600/5 |
0.5S |
1391 |
1261-02 | ||||
ТП-1, РУ-6 кВ, ввод 1, яч.2 |
С |
ТПОЛ-10-УЗ |
1406 |
Активная Реактивная | |||||
1 |
А В С |
Н АМИТ-10- 2УХЛ2 |
6000/100 |
0,5 |
2329 |
18178-99 | |||
X1QU-3KME-T2-00 |
0,2S |
8201148 |
15697-03 | ||||||
А |
ТПОЛ-10-УЗ |
1464 | |||||||
В |
ТПОЛ-10-УЗ |
600/5 |
0.5S |
1463 |
1261-02 | ||||
ТП-1, РУ-6 кВ, ввод 2, яч.17 |
с |
ТПОЛ-10-УЗ |
1465 |
Активная Реактивная | |||||
2 |
А В С |
Н АМИТ-10- 2УХЛ2 |
6000/100 |
0,5 |
2406 |
18178-99 | |||
X1QU-3K.ME-T2-00 |
0,2S |
7301347 |
15697-03 | ||||||
А |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
65452 | |||||||
В |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
1000/5 |
0.5S |
65453 |
15128-03 | ||||
ТП-9, РУ-6 кВ, ввод 1, яч.5 |
С |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
65454 |
Активная Реактивная | |||||
3 |
А В С |
НАМИТ-10- 2УХЛ2 |
6000/100 |
0,5 |
2404 |
18178-99 | |||
X2QU-3KME-T2-00 |
0,5S |
7111290 |
15697-03 | ||||||
А |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
65001 | |||||||
В |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
1000/5 |
0.5S |
64991 |
15128-03 | ||||
ТП-9, РУ-6 кВ, ввод 2, яч.10 |
С |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
64504 |
Активная Реактивная | |||||
4 |
А В С |
Н АМИТ-10- 2УХЛ2 |
6000/100 |
0,5 |
2405 |
18178-99 | |||
X1QU-3K.ME-T2-00 |
0,2S |
7301342 |
15697-03 | ||||||
А |
ТОЛ-10-1-2-У2 |
65016 | |||||||
В |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
300/5 |
0.5S |
65013 |
15128-03 | ||||
ТП-11, РУ-6 |
с |
ТОЛ-Ю-1-2-У2 |
65020 |
Активная Реактивная | |||||
5 |
кВ, ввод 2, яч.9 |
А В с |
ЗхЗНОЛ.0,6-6УЗ |
6000/100 |
0,5 |
517 |
3344-04 | ||
X1QU-3KME-T2-00 |
0,2S |
8201363 |
15697-03 | ||||||
А |
ТПОЛ-10-УЗ |
5818 | |||||||
В |
- |
300/5 |
0,5 |
- |
1261-02 | ||||
ТП-«Печи», РУ-6 кВ, ввод, яч.З |
с |
ТПОЛ-10-УЗ |
5824 | ||||||
6 |
А В с |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
6000/100 |
0,5 |
1232 |
20186-00 |
Активная Реактивная | ||
X2QU-3KME-T2-00 |
0,5S |
7111292 |
15697-03 |
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%Р, [%] для диапазона Wq | оо Wph3m<Wq 120 % |
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 |
-
1. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»:
-
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)-UHO„, 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) Тном 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);