| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
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 (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 преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | | 1 | ВЛ 110 кВ Чадан – Шагонар с отпайкой на ПС Арыг-Узю (C-403) | ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,2SКтт = 600/5рег. № 56255-14 | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. №14205-94 | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-06 | RTU-325Lрег.№ 37288-08 | | 2 | ВЛ 110 кВ Чадан – Хандагайты I цепь (С-451) | ТФНД-110Мкл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-06 | | 3 | ВЛ 110 кВ Чадан – Хандагайты II цепь (С-452) | ТФНД-110Мкл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-06 | | 4 | ВЛ 110 кВ Чадан – Сут-Холь (С-453) | ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,2SКтт = 200/1рег. № 56255-14 | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-06 | | 5 | ОВ-110 кВ | ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,2SКтт = 600/5рег. № 56255-14 | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94
НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-06 | | Примечания
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, – активная, реактивная. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1, 4, 5(Счетчик 0,2S;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | | 2, 3(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 | | Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1, 4, 5(Счетчик 0,5;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,3 | 1,6 | 1,3 | 1,3 | | 2, 3(Счетчик 0,5;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,8 | | Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1, 4, 5(Счетчик 0,2S;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | | 2, 3(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1, 4, 5(Счетчик 0,5;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,9 | 1,9 | 1,5 | 1,4 | | 2, 3(Счетчик 0,5;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 1,9 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±(с | 5 | | Примечания
Границы интервала допускаемой относительной погрешности (1(2)%P для cos(=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности (1(2)%P и (2%Q для cos(<1,0 нормируются от I2%.
Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц | от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15 | | температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии | | | ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 | | - для счетчиков реактивной энергии | | | ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц | от 90 до 110
от 1(5) до 120
0,5
от 49,6 до 50,4 | | диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков | от -45 до +40от +10 до +30 | | - для УСПД | от +10 до +30 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | | счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
72 | | УСПД RTU-325L:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
Радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее | 100000
55000 | | Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 | | УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
при отключенном питании, лет, не менее | 45
3 | | ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
|
