| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи.
На верхнем – втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в xml-формате и передает его по электронной почте во внешние организации. Передача файла с результатами измерений в xml-формате, подписанного электронной подписью (ЭП) субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» производится с АРМ субъекта ОРЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется ежесекундно. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется один раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
|
| Метрологические и технические характеристики | Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3. Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | | 1 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 104 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | VMware | | 2 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 103 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | | 3 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 204 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | | 4 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 203 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | | 5 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. № 102 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 600/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | | 6 | Бичурская СЭС, КРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. № 202 | ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 600/5
Рег. № 25433-11
Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т. 0,5
Ктн = (10500/√3)/ (100/√3)
Рег. № 51676-12
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12 | | Примечания:
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 3 метрологических характеристик.
Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
Замена оформляется актом в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos φ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | | 1 – 6
(Счетчики – 0,2S;
ТТ 0,5S;
ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | | Номер ИК | cos φ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | | 1 – 6
(Счетчики – 0,5;
ТТ 0,5S;
ТН 0,5) | 0,8 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с | ±5 | | Примечания:
Погрешность измерений δ1(2)% активной и реактивной электрической энергии для cosφ=1,0 нормируется от I1%, а для cosφ<1,0 нормируется от I2%.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. |
Таблица 4 – 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 99 до 101
от 1 до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды:
в месте расположения ТТ и ТН, °С
в месте расположения счетчиков, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от +10 до +30 |
| Продолжение таблицы 4 | | 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
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 | 165000
2
45000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
В журналах событий счетчиков и сервера фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электроэнергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электроэнергии (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).
|
