Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, автоматизированное рабочее место (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, АРМ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1, 2, 5-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает на УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на мультиплексор (передатчик), далее по волоконно-оптической линии связи на мультиплексор (приёмник), и далее по каналу связи сети Ethernet - на УСПД. На УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по основному каналу связи Ethernet локальной вычислительной сети поступает на сервер. При отказе основного канала связи полученные данные от УСПД поступают на GSM-модем, который по резервному каналу связи стандарта GSM передаёт измерительную информацию на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ-35HVS) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ-35HVS на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро-энергии | Метрологические
характеристики ИК | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 1 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 c.ш. 10 кВ, яч.5 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,2
5,2 | 2 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 c.ш. 10 кВ, яч.6 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 3 | ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.405 (ф.525-405/1405) | ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
1000/5
Рег. № 25433-06
Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 3344-08
Фазы: А; В; С | EA02RAL-B-4 W
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07 | 4 | ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.117 (ф.525-117/1117) | ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
1000/5
Рег. № 25433-08
Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; В; С | EA05RAL-B-4 W
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07 |
Продолжение таблицы 2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 5 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.6 | TPU 5
Кл.т. 0,5S
200/5
Рег. № 36416-07
Фазы: А; В; С | TJC 5
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 36410-07
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
6,3 | 6 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 | TPU 5
Кл.т. 0,5S
200/5
Рег. № 36416-07
Фазы: А; В; С | TJC 5
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 36410-07
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 7 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5 | TPU 5
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 36416-07
Фазы: А; В; С | TJC 5
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 36410-07
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 8 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.11 | TPU 5
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 36416-07
Фазы: А; В; С | TJC 5
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 36410-07
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 9 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 c.ш. 10 кВ, яч.5А | ТЛО-10
Кл.т. 0,5
1200/5
Рег. № 25433-06
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 10 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 c.ш. 10 кВ, яч.6А | ТЛО-10
Кл.т. 0,5
1200/5
Рег. № 25433-06
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | 11 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 c.ш. 10 кВ, яч.13 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,2
5,2 | 12 | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 c.ш. 10 кВ, яч.12 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
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 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3-8 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК - для тока 5 % от Iном, cos( = 0,8инд.
ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 и ТУ 4228-002-29056091-97.
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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение | 1 | 2 | Количество ИК | 12 | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-8
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-8
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от +15 до +35
от +15 до +35
от +15 до +25 | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа ЕвроАльфа:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000
2
80000
2
100000
24
35000
2
70000
1 | Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ЕвроАльфа:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113
10
74
5 | Продолжение таблицы 3
1 | 2 | для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45
5
3,5 |
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
|