| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную 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 – Счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС, далее – АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей (МЭС) Центра, УССВ, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных и специализированное программное обеспечение (далее – СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
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 при помощи технических средств приёма-передачи поступает на входы УСПД, где осуществляется сбор, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Сбор результатов измерений и состояния средств измерений проводится автоматически (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер сбора ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жёстком» диске.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени в состав ИВК входит УССВ. Коррекция часов на уровне ИВК выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД выполняется автоматически с помощью УССВ ИВКЭ при расхождении более чем на ±1 с. Часы счётчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счётчика проводится при расхождении часов счётчика и УСПД более чем на ±2 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС-Петровск-Забайкальская (ВЛ-583) | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | RTU-325T-Е2-М4-В4, Рег. № 44626-10/
УССВ-2, Рег. № 54074-13 | | 2 | ОВ-1-220 | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 3 | ОВ-2-220 | ТВГ-УЭТМ®-220УХЛ2
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 52619-13 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 4 | ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская- Саган-Нур
(СПЗ-262) | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 5 | ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская-Кижа (ВЛ-283) | ТВГ-УЭТМ®-220УХЛ2
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 52619-13 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 6 | ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская-Новоильинск (НПЗ-282-284) | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 7 | ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская-Бада (ВЛ-285) | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 8 | ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская-Тарбагатай
(ВЛ-286) | ТОГФ-220 III
Кл. т. 0,2S
Ктт 1000/1
Рег. № 61432-15 | НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 9 | ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская – Метизы I цепь (ВЛ-110-53) | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | RTU-325T-Е2-М4-В4, Рег. № 44626-10/
УССВ-2, Рег. № 54074-13 | | 10 | ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская – Метизы II цепь (ВЛ-110-54) | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 11 | ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская – Малета
(ВЛ-110-52) | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 12 | АТ-1 110 кВ | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RAL-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 13 | АТ-2 110 кВ | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RAL-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 14 | ОВ-110 | ТВ-110*
Кл. т. 0,2S
Ктт 200/1
Рег. № 60746-15 | НДКМ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 60542-15 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 15 | ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская – ПС №4
(ВЛ-35-140) | ТФН-35М
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35 У1
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:√3/100:√3
Рег. № 51200-12
ЗНОМ-35-65
Рег. № 912-70 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 16 | ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская – ПС №5
(ВЛ-35-141) | ТФН-35М
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 17 | ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская – ПС РПБ-2
(ВЛ-35-602) | ТФН-35М
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35 У1
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:√3/100:√3
Рег. № 51200-12
ЗНОМ-35-65
Рег. № 912-70 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 18 | ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская – ПС РПБ-2
(ВЛ-35-601) | ТФН-35М
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | RTU-325T-Е2-М4-В4, Рег. № 44626-10/
УССВ-2, Рег. № 54074-13 | | 19 | РУ-0,4 кВ;
2 сш 0,4 кВ;
КЛ 0,4 кВ | ТШП-0,66
Кл. т. 0,2S
Ктт 300/5
Рег. № 64182-16 | - | А1802-RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | Примечания:
1 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.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 12, 13, 14 | активная
реактивная | 0,6
1,2 | 1,5
2,5 | | 7, 8 | активная
реактивная | 0,6
1,3 | 1,5
2,4 | | 15, 16, 17, 18 | активная
реактивная | 1,1
2,6 | 3,0
4,5 | | 19 | активная
реактивная | 0,4
0,9 | 1,4
2,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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(0,05) Iном, и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от плюс 10 до плюс 30 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 19 | | 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(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +40
от -40 до +65
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика A1802-RALQ-Р4GB-DW-4, A1802-RAL-Р4GB-DW-4 | 120000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД RТU-325Т-E2-M4-B4 | 55000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
45
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 счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
