| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УССВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, 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 УССВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС). УССВ-2 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 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| 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 электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19), ГРУ-10 кВ, яч. №16 | ТЛШ-10 У3
Кл. т. 0,2S
4000/5
Зав. № 2037;
Зав. № 2038;
Зав. № 2035 | НОЛ.08-10УТ2
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 12878;
Зав. № 11688 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 12040022 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,7 | | 2 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19), ГРУ-10 кВ, яч. №10 | ТЛШ-10 У3
Кл. т. 0,2S
4000/5
Зав. № 2046;
Зав. № 2078;
Зав. № 2020 | НОЛ.08-10УТ2
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 14825;
Зав. № 14768 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 12040112 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,7 | | 3 | Нива ГЭС-3,РУ-10 кВ, Фидер 3 | ТЛШ-10 У3
Кл. т. 0,5
4000/5
Зав. № 1500;
Зав. № 1499;
Зав. № 1380 | НОЛ.08-10УТ2
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 15107;
Зав. № 14687 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 11042029 | активная
реактивная | ±1,1
±2,6 | ±2,9
±4,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 4 | Нива ГЭС-3,РУ-10 кВ, Фидер 6 | ТЛШ-10 У3
Кл. т. 0,5
4000/5
Зав. № 1428;
Зав. № 1378;
Зав. № 1379 | НОЛ.08-10УТ2
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 14828;
Зав. № 15103 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 11042036 | активная
реактивная | ±1,1
±2,6 | ±2,9
±4,5 | | 5 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19), ГРУ-10 кВ, яч. №2, КЛ-10 кВ,К-19-88 (фидер №10) | ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
400/5
Зав. № 8708;
Зав. № 8710 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 13488;
Зав. № 14955;
Зав. № 15415;
Зав. № 15326;
Зав. № 15277;
Зав. № 13489 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 11042051 | активная
реактивная | ±1,1
±2,6 | ±2,9
±4,5 | | 6 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19), ГРУ-10 кВ, яч. №11, КЛ-10 кВ,К-19-92 (фидер №2) | ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
400/5
Зав. № 8709;
Зав. № 8711 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 13488;
Зав. № 14955;
Зав. № 15415;
Зав. № 15326;
Зав. № 15277;
Зав. № 13489 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 11043162 | активная
реактивная | ±1,1
±2,6 | ±2,9
±4,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 7 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19),ГРУ-10 кВ,яч. №34 | ТЛШ-10 У3
Кл. т. 0,2S
4000/5
Зав. № 2094;
Зав. № 2045;
Зав. № 2106 | НОЛ.08-10УТ2
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 12878;
Зав. № 11688 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 02054707 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,7 | | 8 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19),ГРУ-10 кВ,яч. №17,Фидер ТП-7-1 | ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,2S
75/5
Зав. № 9068;
Зав. № 645;
Зав. № 9124 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 13488;
Зав. № 14955;
Зав. № 15415;
Зав. № 15326;
Зав. № 15277;
Зав. № 13489 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0108068011 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,8 | | 9 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19),ГРУ-10 кВ,яч. №38,Фидер ТП-7-2 | ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,2S
75/5
Зав. № 9071;
Зав. № 9072;
Зав. № 9073 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 597;
Зав. № 599;
Зав. № 438;
Зав. № 3623;
Зав. № 3523;
Зав. № 3510 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0112064236 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 10 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19),ГРУ-10 кВ,яч. №4,Фидер ТП-5-1 | ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,2S
150/5
Зав. № 2349;
Зав. № 2350;
Зав. № 2351 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 13488;
Зав. № 14955;
Зав. № 15415;
Зав. № 15326;
Зав. № 15277;
Зав. № 13489 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0112067051 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,8 | | 11 | ПС 110 кВ КАЗ(ПС 19),ГРУ-10 кВ,яч. №12,Фидер ТП-5-2 | ТОЛ 10-1-8 У2
Кл. т. 0,2S
150/5
Зав. № 4776;
Зав. № 4777;
Зав. № 4778 | ЗНОЛ.06-10У3
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 13488;
Зав. № 14955;
Зав. № 15415;
Зав. № 15326;
Зав. № 15277;
Зав. № 13489 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0108067236 | активная
реактивная | ±0,8
±1,7 | ±1,6
±2,8 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК 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, I=0,02 Iном (для ИК №1, №2, №7-11), I=0,05 Iном (для ИК № 3-6) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-7 от плюс 15 до плюс 35 °C;для ИК № 8-11 от плюс 5 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. Допускается замена УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 11 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
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 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03 | 90000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- 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;
-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;
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).
|
