| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-327, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦентр».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее посредством модема SHDSL на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Газпром энерго» производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера 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, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время сервера БД ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 1 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 13 | А | ТЛО-10
Кл.т 0,2S
100/5
Рег. № 25433-03 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | RTU-327
Рег. №
41907-09
УССВ-2
Рег. №
54074-13
Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S | | 2 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 15 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
200/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 3 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 19 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
200/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,56000/100
Рег. № 2611-70 | А1805RL-P4G-DW-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | | 4 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 21 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
150/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 5 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, яч.23 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
400/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 6 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 27 | А | ТОЛ-10
Кл.т 0,5
300/5
Рег. № 7069-79 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 7 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, яч.29 | А | ТЛО-10
Кл.т 0,2S
300/5
Рег. № 25433-03 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 8 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 33 | А | ТОЛ-10
Кл.т 0,5
150/5
Рег. № 7069-79 | А
В
С | НТМИ-6-66(1)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 9 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 16 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
150/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 10 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, яч. 18 | А | ТОЛ-10
Кл.т 0,5
200/5
Рег. № 7069-79 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 11 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 20 | А | ТВЛМ-10
Кл.т 0,5
200/5
Рег. № 1856-63 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 12 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 24 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
150/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | RTU-327
Рег. №
41907-09
УССВ-2
Рег. №
54074-13
Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S | | 13 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 26 | А | ТЛМ-10
Кл.т 0,5
400/5
Рег. № 2473-69 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 14 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 30 | А | ТОЛ-10
Кл.т 0,5
300/5
Рег. № 7069-79 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 15 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 32 | А | ТЛО-10
Кл.т 0,2S
300/5
Рег. № 25433-03 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | 16 | ПС 110 кВ УГП-15, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 34 | А | ТЛО-10
Кл.т 0,5
50/5
Рег. № 25433-03 | А
В
С | НТМИ-6-66(2)
Кл.т 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4
Кл.т 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97 | | Примечания:
Допускается замена ТТ, ТН, 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 УССВ на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
(1) – Указанный трансформатор напряжения подключен к восьми счетчикам измерительных каналов №№ 1-8.
(2) – Указанный трансформатор напряжения подключен к восьми счетчикам измерительных каналов №№ 9-16. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±(), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±(), % | | 2-6, 8-14, 16 | Активная
Реактивная | 1,2
2,4 | 3,4
5,8 | | 1, 7, 15 | Активная
Реактивная | 1,0
1,8 | 2,5
6,6 | | Примечания:
1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 16 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды, °С | от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cosφ
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С
- температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С
- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 1 (5) до 120
0,5 инд до 0,8 емк
от -45 до +40
от -10 до +40
от -1 до +40
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч.
для счетчиков ЕвроАльфа:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч.
для RTU-327:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч.
для УССВ-2:
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. | 120000
2
50000
2
35000
2
50000
2
50000
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
счетчики ЕвроАльфа:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
УСПД RTU-327:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 35
30
45
5
45
5 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
|
