| Номер в госреестре | 53995-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО "Огнеупоры" |
| Изготовитель | Богдановичское ОАО "Огнеупоры", г.Богданович |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
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.
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 Г осударственном реестре СИ (ГР) и заводских номеров этих СИ, представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИИК ТИ АИИС КУЭ
| Номер | Наименование точки измерении | Изме ряемая * 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(+) | |||||
| 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(-) |
| 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-3 5-65У1); 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 | ||||||
Состав и идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.
| Наименование модуля ПО | Идентификационное наименование модуля ПО | Номер версии (идентификационный номер) | Цифровой идентификатор ПО* |
| Программа-планировщик опроса и сбора результатов измерений | Sep2Collect.exe | 1.64a | 344BB34F027BF972946016E6B1E C3623 |
| Программа для управления БД SEP2 | Sep2DbManager.exe | 1.64 | A622BE2696CD9BC690DF2453AA 85271E |
| Г енератор отчетов, отображение информации в графическом или табличном видах | Sep2Report.exe | 1.65 | 341611CD1BEDA6A40191CCB689 564A97 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - MD5 | |||
Уровень защиты ПО от непреднамеренного и преднамеренного изменения - С, согласно МИ 3286-2010.
Общее количество ИИК АИИС КУЭ Общее количество ИК АИИС КУЭ Интервал задания тарифных зон
16
34
30 минут
0,5S
1,0
0,5S; 0,5 0,5
± 0,01 % ± 0,01 % ± 0,01 %
± 5 с
Классы точности счетчиков электрической энергии при измерении:
- активной энергии
- реактивной энергии
Классы точности измерительных трансформаторов тока Классы точности измерительных трансформаторов напряжения
Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности
Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU) при работающей системе коррекции времени
UTC(SU) - национальная шкала координированного времени Российской Федерации (см. 3.1.15 ГОСТ 8.567-99).
Основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности не превышает:
- для ИК активной энергии и мощности
1,0 %* 1,4 %*
- для ИК реактивной энергии и мощности
Условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающей среды для счетчиков электрической энергии, °С
от минус 40 до 60 20 ± 5
- температура окружающей среды для сервера баз данных, °С
Показатели надежности счетчиков типа МТ85 и МТ 851:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
1 847 754 24
- срок службы, лет, не менее
наносится типографическим способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
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.
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.
Методика измерений представлена в документе ИЮНД.411711.004.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры». Руководство по эксплуатации».
Представленное значение относительной погрешности ИК получено расчетным путем на основании составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации счетчиков - нормальные, измеряемые ток и напряжение равны номинальным, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или p/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерения от нормальных предел допускаемой полной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в МП 81-263-2012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры»
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»
- осуществление торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 17 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 18.11.2024 |
