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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователи интерфейсов поступает на УСПД, где 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 проводным линиям связи через преобразователи интерфейсов поступает на сервер (основной канал связи). 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» Курское 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 мин). 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
электроэнергии | Метрологические
характеристики ИК | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 1 | Орловская ГТ-ТЭЦ,
КРУ-10 кВ, 1 с.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 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,2
5,2 | 2 | Орловская
ГТ-ТЭЦ,
КРУ-10 кВ, 2 с.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 | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | 3 | ПС 110 кВ Северная, ОРУ-110 кВ,
1 с.ш. 110 кВ,
ВЛ 110 кВ
Орловская
районная - Северная
I цепь с отпайкой
на ГПП СПЗ | ТВГ-110
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 22440-07
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/ 100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 |
Продолжение таблицы 2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 4 | ПС 110 кВ Северная, ОРУ-110 кВ,
2 с.ш. 110 кВ,
ВЛ 110 кВ
Орловская
районная - Северная
II цепь с отпайкой
на ГПП СПЗ | ТВГ-110
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 22440-07
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/ 100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,0
1,8 | 2,0
3,4 | 5 | ПС 110 кВ Северная, ГРУ-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.3 | CTS
Кл.т. 0,5
1250/5
Рег. № 38209-08
Фазы: А; В; С | TJP
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 51401-12
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | 6 | ПС 110 кВ Северная, ГРУ-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.4 | CTS
Кл.т. 0,5
1250/5
Рег. № 38209-08
Фазы: А; В; С | TJP
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 51401-12
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | 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 указана 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, ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005.
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 | 6 | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
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
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
для ИК №№ 1, 2, 5, 6
для остальных ИК
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от +15 до +35
от -45 до +40
от +15 до +35
от +15 до +25 | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
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 | 50000
2
165000
2
100000
24
35000
2 |
Продолжение таблицы 3 | 1 | 2 | для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 | Глубина хранения информации:
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 74
5
113
40 | 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).
|