| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень-измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень-информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее-ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее-ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ, оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ПС «Кировская ТЭЦ-1» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ
6 кВ, яч.65 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
1000/5
Зав. № 18413;
Зав. № 18651 | НТМИ-6
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 621 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0806161721 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 2 | ПС «Кировская ТЭЦ-1» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ
6 кВ, яч.40 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
1000/5
Зав. № 34929;
Зав. № 36902 | НТМИ-6
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 772 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0806161879 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 3 | Кировская ТЭЦ-1 110/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч.23 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
1000/5
Зав. № 3441;
Зав. № 6907 | НТМИ-6
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 2811;
Зав. № 2361 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160385 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 4 | Кировская ТЭЦ-1 110/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч.5 | ТПОФ-10
Кл. т. 0,5S
750/5
Зав. № 125503;
Зав. № 125502 | НТМИ-6
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 9759;
Зав. № 2674 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160597 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 5 | ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.23 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 8322;
Зав. № 14775 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 11652 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160670 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 6 | ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 6 СШ 6 кВ, яч.37 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 6127;
Зав. № 2263 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № ТРАТ | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160760 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 7 | ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 6 СШ 6 кВ, яч.41 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 8820;
Зав. № 4445 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № ТРАТ | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160781 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 | | 8 | ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.19 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 07609;
Зав. № 13456 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 11652 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0808160802 | - | активная
реактивная | ±1,2
±2,8 | ±3,7
±6,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК №119, 120 даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от минус 20 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 8 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, ℃ | 98 до102
100(до 120
0,9
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ℃
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ℃
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ℃ | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8, емк.
от -40 до +70
от -40 до +60
от +20 до 30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее | 45
10 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение | | УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45
10
3,5 |
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
