| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 20 измерительных каналов (ИК).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень – измерительные каналы точек учета (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
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), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) с установленным серверным программным обеспечением (программный комплекс «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В состав ИВК входит вспомогательное оборудование – автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы, а также АРМ энергосбытовой компании.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМ);
- возможность предоставления по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХML-формате по электронной почте (с электронной подписью);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое выполнение измерений времени (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Первичные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
На сервере БД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируется в файлы формата ХML. Файлы данных не реже 1 раза в сутки автоматически направляются на АРМ энергосбытовой компании по электронной почте в формате ХML.
Дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется от АРМ энергосбытовой компании по каналу связи сети Internet в формате ХML в соответствии с регламентами ОРЭМ. Передача информации в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью энергосбытовой компании.
Информация с сервера БД может быть передана на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. В состав УСПД, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-04 (Рег. № 17049-04), включен модуль, обеспечивающий прием сигналов точного времени часов УСПД. УСПД осуществляет синхронизацию часов сервера и измерительных компонентов системы. Сличение шкалы времени ИВК и УСПД происходит не реже 1 раза в 60 минут. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД происходит каждые 30 мин. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении шкал времени более ±1 с, но не чаще чем один раз в сутки.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов точек учета АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические характеристики ИК
| № ИК | Наименование
измерительных
каналов | Состав измерительных каналов | Вид
элетро-
энергии | Метрологи-ческие харак-теристики ИК | | 1 | ПС 110 кВ Электролитная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ
Т-1
(ВЛ 110 кВ Кыштым - Электролитная 2 цепь) | ТФЗМ 110Б
400/5
кл.т 0,5
Рег. №
24811-03 | НКФ
(110000/√3)/
(100/√3)
кл.т 0,2
Рег. №
49582-12
НКФ-110-57У1
(110000/√3)/
(100/√3)
кл.т 0,5
Рег. № 14205-94
НКФ110-83У1
(110000/√3)/
(100/√3)
кл.т 0,5
Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000
Рег. № 17049-04 | Актив-
ная,
реак-
тивная | ±1,1
±2,7 | ±3,3
±5,3 | | 2 | ПС 110 кВ Электролитная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ
Т-2
(ВЛ 110 кВ Кыштым - Электролитная 1 цепь) | ТФЗМ 110Б
400/5
кл.т 0,5
Рег. №
24811-03 | НКФ-110-57У1
(110000/√3)/
(100/√3)
кл.т 0,5
Рег. № 14205-94 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 кл.т, 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 3 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ,
яч. 6 | ТЛМ-10
600/5
кл.т 0,5
Рег. №
2473-00 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 4 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ,
яч. 25 | ТЛМ-10
600/5
кл.т 0,5
Рег. №
2473-00 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| № ИК | Наименование
измерительных
каналов | Состав измерительных каналов | Вид
элетро-
энергии | Метрологи-ческие харак-теристики ИК | | 5 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ,
яч.9 | ТОЛ 10ХЛ3
200/5
кл.т.0,5
Рег. №
7069-82 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000
Рег. № 17049-04 | Актив-
ная,
реак-
тивная | ±1,1
±2,7 | ±3,3
±5,3 | | 6 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч.22 | ТОЛ 10ХЛ3
200/5
кл.т.0,5
Рег. №
7069-82 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 7 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч.10 | ТОЛ 10ХЛ3
200/5
кл.т.0,5
Рег. №
7069-82 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 8 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч.23 | ТВЛМ-10
300/5
кл.т. 0,5
Рег. №
1856-63 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 9 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
4 СШ 6 кВ, яч.38 | ТВЛМ-10
800/5
кл.т. 0,5
Рег. №
1856-63 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 10 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
3 СШ 6 кВ, яч.49 | ТВЛМ-10
800/5
кл.т. 0,5
Рег. №
1856-63 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| № ИК | Наименование
измерительных
каналов | Состав измерительных каналов | Вид
элетро-
энергии | Метрологи-ческие харак-теристики ИК | | 11 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
4 СШ 6 кВ, яч.40 | ТОЛ-10
50/5
кл.т 0,5S
Рег. № 7069-07 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. №
27524-04 | ЭКОМ 3000
Рег. № 17049-04 | Актив-
ная,
реак-
тивная | ±1,1
±2,7 | ±3,4
±6,7 | | 12 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ,
3 СШ 6 кВ, яч.45 | ТОЛ-10
50/5
кл.т 0,5S
Рег. № 7069-07 | НОМ-6
6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. №
27524-04 | | 13 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-6 кВ, яч.1А | ТОЛ-10
200/5
кл.т 0,5
Рег. № 7069-07 | НТМК-6 6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. №
27524-04 | | 14 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-6 кВ,
яч.17 | ТОЛ-10
200/5
кл.т 0,5
Рег. № 7069-07 | НТМК-6 6000/100
кл.т. 0,5
Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0
Рег. №
27524-04 | | 15 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.2 ф.6 | ТОП
200/5
кл.т 0,5
Рег. № 47959-11 | - | СЭТ- 4ТМ.03.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
27524-04 | | 16 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.7 ф.15 | ТОП
200/5
кл.т 0,5
Рег. № 47959-11 | - | СЭТ- 4ТМ.03.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| № ИК | Наименование
измерительных
каналов | Состав измерительных каналов | Вид
элетро-
энергии | Метрологи-ческие харак-теристики ИК | | 19 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.1 ф.3 | ТШП
300/5
кл.т 0,5
Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-
4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
36697-08 | ЭКОМ 3000
Рег. № 17049-04 | Актив-
ная,
реак-
тивная | ±1,0
±2,3 | ±3,2
±5,5 | | 20 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.1 ф.4 | ТОП
200/5
кл.т 0,5S
Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-
4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
36697-08 | | 21 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.3 ф.7 | ТШП
200/5
кл.т 0,5
Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-
4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
36697-08 | | 22 | ТП 6 кВ Южная,
РУ-0,4 кВ,
п.3 ф.8 | ТШП
200/5
кл.т 0,5S
Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-
4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0
Рег. №
36697-08 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики допускаемой относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала допускаемой относительной погрешности, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность измерительного канала номер один рассчитана по классу точности ТН 0,5, так как владелец системы не претендует на улучшение метрологических характеристик.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД 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. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия применения:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cos φ
- температура окружающей среды, °C: | от 98 до 102
от 1 до 120
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- ток, % от Iном (для ИК № 11, 12, 20, 22)
- коэффициент мощности, cos φ
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,°C
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°C
- температура окружающей среды для УСПД,°C;
- температура окружающей среды для сервера,°C; | от 90 до 110
от 5 до 120
от 2 до 120
не ниже 0,5
от 49 до 51
от -40 до +50
от +10 до +30
от +10 до +30
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08):
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12):
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее | 140 000
165 000
90 000 | | УСПД ЭКОМ-3000:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее | 75 000 | | Сервер:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,99
1 | | Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08):
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12):
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу, сут
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 113
114
114
35
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
|
