| Описание |
АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С-70, ЭКОМ-3000 (далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ЭСК Гарант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», включающий каналообразующую аппаратуру, кластер виртуальных серверов баз данных (БД) ПАО «МРСК Центра и Приволжья», виртуальный сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечением (ПО) «Энергосфера» и «Пирамида».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, синхронизации времени, обработки указанной информации, а также приему и передаче этой информации субъектам электроэнергетики и иным организациям.
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 УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее передача по беспроводным линиям связи (посредством GSM-модемов) на сервер БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья».
На сервере БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также передача информации на сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» с помощью сети Интернет. Сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» производит сбор, обработку, хранение, отображение, прием и передачу информации. Сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режим посредством электронной почты сети Интернет.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется, в том числе, с АРМ операторов АИИС КУЭ.
Передача информации прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по каналу связи Интернет через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УСВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41681-10) и УСВ-2 (Рег. №41681-09). Погрешность часов УССВ не более ±5 с.
Коррекция часов сервера БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» выполняется с помощью УСВ-2 ежесекундно в автоматическом режиме.
Коррекция часов сервера БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется с помощью УСВ-2 ежечасно в автоматическом режиме.
Контроль времени в часах УСПД выполняет сервер БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» при каждом сеансе опроса. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчика проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 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 УСПД и сервера.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110 кВ Фурманов-1, ВЛ-110 кВ Фурманов-Клементьево | ТФМ-110
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №16023-97
ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №14205-05
НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-08 | СИКОН С- 70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 2 | ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ-110 кВ Приволжская-1 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | | 3 | ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ-110 кВ Приволжская-2 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | | 4 | ПС 110 кВ Заволжск, ВЛ-110 кВ Заволжск-Александрово | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С- 70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 5 | ПС 110 кВ Писцово, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Писцово-Нерехта | ТБМО-110-УХЛ1
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. №23256-02 | НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000:√3/100:√3
Рег. №24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С- 70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 6 | ПС 110 кВ Подозерская, отпайка от ВЛ-110 кВ Писцово-Нерехта | ТФМ-110
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 16023-97 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 7 | ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ-110 кВ Приволжская-1 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 8 | ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ-110 кВ Приволжская-2 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 9 | ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ-110 кВ Приволжская-2 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 10 | ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ-110 кВ Приволжская-1 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | | 11 | ПС 110 кВ Осановец, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Юрьев-Польский- Осановец | ТФЗМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71
ТБМО-110-УХЛ1
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. №23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000:√3/100:√3
Рег. №24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 12 | ПС 110 кВ Шуя-1, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Шуя-Заря | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №14205-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 13 | ПС 110 кВ Колобово, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 14 | ПС 110 кВ Камешково, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Ковров-Камешково | ТФЗМ-110Б-ШУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 15 | ПС 110 кВ Колобово, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 | ТОГФМ-110
Кл.т. 0,2S
300/5
Рег. №53344-13 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 16 | ПС 110 кВ Камешково, ОМВ 110 кВ | ТФМ-110
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 16023-97 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-08 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 17 | ПС Пучеж 110кВ, ОМВ-110кВ | ТФЗМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 18 | ПС 110 кВ Пучеж, 2 с.ш., ввод ВЛ-110 кВ Нижегородская ГЭС - Пучеж с отп. на ПС 110 кВ Губцевская | ТФЗМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | | 19 | ПС110 кВ Верещагино, ввод ВЛ-110 кВ Чистовская - Верещагино | ТФЗМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. №2793-71 | НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000:√3/100:√3
Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-12 | ЭКОМ-3000
Рег. №17049-09
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 20 | ПС 110кВ Залесье, РУ-10кВ, фид. №183 | ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. №1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. №20186-05 | СЭТ-4ТМ.-02М.02
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-08 | СИКОН С-70
Рег. №28822-05
УСВ-2, Рег. №41681-10 | | 21 | ПС 110кВ Залесье 110/10кВ, РУ-10кВ, фид. №186 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. №2473-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. №20186-05 | СЭТ-4ТМ.-02М.02
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №36697-08 | | П р и м е ч а н и я:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±δ), % | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1-4, 6-10, 12-14, 16-21 | Активная
Реактивная | 1.1
2,7 | 3,0
4,7 | | 5 | Активная
Реактивная | 0,6
1,3 | 1,4
2,5 | | 11 | Активная
Реактивная | 0,9
2,4 | 2,9
4,6 | | 15 | Активная
Реактивная | 0,8
1,8 | 1,6
2,7 | | Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от Iном cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-30 от 0 до плюс 30 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 21 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +60 |
Продолжение таблицы 4
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
140000
165000
2
70000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее |
114
40 | | 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 | | Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени (функция автоматизирована) в:
– электросчетчиках;
– УСПД;
– ИВК.
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
– измерений 30 мин;
– сбора 30 мин.
|
