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

Таблица 2-Метро логические характеристики ИК

Приписанные погрешности измерения активной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»

Приписанные погрешности измерения реактивной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «НТКРЗ»

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

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.