| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную 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) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер на базе закрытой облачной системы (кластер Hyper-V) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (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 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 каналу связи сети Internet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по корпоративной сети передачи данных.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД более ±1 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 6 кВ ТГ-1 | ТШВ-15
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1836-63
Фазы: А; С | НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-18
Фазы: АВС | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-325
Рег. № 37288-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 2 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 6 кВ ТГ-2 | ТШВ-15
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1836-63
Фазы: А; С | НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-18
Фазы: АВС | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 3 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 10 кВ
ТГ-3 | ТШЛ-20
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1837-63
Фазы: А; С | ЗНОМ-15-63
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 1593-70
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 4 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 10 кВ
ТГ-4 | ТШЛ-20
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1837-63
Фазы: А; С | ЗНОМ-15-63
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 1593-70
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 5 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 10 кВ
ТГ-5 | ТШЛ-20
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1837-63
Фазы: А; С | ЗНОМ-15-63
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 1593-70
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-325
Рег. № 37288-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 6 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 10 кВ
ТГ-6 | ТШЛ-20
Кл.т. 0,5
8000/5
Рег. № 1837-63
Фазы: А; С | ЗНОМ-15-63
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 1593-70
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 7 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 220 кВ, Яч №203
ВЛ-220-201 | ТФЗМ-220Б-III
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26006-03
Фазы: А
ТФНД-220-1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 3694-73
Фазы: В; С | 1 с.ш.:
НКФ-220-58
Кл.т. 0,5
220000/√3/100/√3
Рег. № 14626-00
Фазы: А; В; С
2 с.ш.:
НКФ-220-58
Кл.т. 0,5
220000/√3/100/√3
Рег. № 14626-00
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 8 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 220 кВ, Яч №205
ВЛ-220-202 | ТФЗМ-220Б-III
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26006-03
Фазы: А
ТФНД-220-1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 3694-73
Фазы: В; С | | 9 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 220 кВ, Яч №207
ВЛ-220-293 | ТФНД-220-1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 3694-73
Фазы: А; С
ТФЗМ-220Б-III
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26006-03
Фазы: В | 1 с.ш.:
НКФ-220-58
Кл.т. 0,5
220000/√3/100/√3
Рег. № 14626-00
Фазы: А; В; С
2 с.ш.:
НКФ-220-58
Кл.т. 0,5
220000/√3/100/√3
Рег. № 14626-00
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-325
Рег. № 37288-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 10 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 220 кВ, Яч №208
ВЛ-220-296 | ТФНД-220-1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 3694-73
Фазы: А; С
ТФЗМ-220Б-III
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26006-03
Фазы: В | | 11 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №101
ВЛ-110-01 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | 1 с.ш.:
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: С
2 с.ш.:
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-325
Рег. № 37288-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 12 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №103
ВЛ-110-02 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 13 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №106
ВЛ-110-07 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 14 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №108
ВЛ-110-08 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 15 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №111
ВЛ-110-09 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 16 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №112
ВЛ-110-10 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | | 17 | Читинская ТЭЦ-1,
СШ 110 кВ
Яч №110
ОВ-110 | ТФЗМ-110Б-IV
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 26422-04
Фазы: А; В; С | 1 с.ш.:
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В
НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: С
2 с.ш.:
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | RTU-325
Рег. № 37288-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±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.
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 и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена облачной системы без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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 | | Количество ИК | 17 | | 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 +15 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
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 -45 до +40
от 0 до +40
от +10 до +35 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
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 УСВ:
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
100000
24
45000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
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 | 180
30
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
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).
|
