| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее – ИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее – ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва".
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ-03 класса точности 0,5S в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 в части реактивной электроэнергии и типа СЭТ-4ТМ-03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Уровень ИВКЭ – информационно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа RTU-327, устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ) и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера, программное обеспечение (далее – ПО).
Уровень ИВК – информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на выходы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК через основной спутниковый канал и резервные каналы передачи данных; GSM-модем и коммутируемый модем.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «АльфаЦЕНТР», версия 11.02.02 функционирует на нескольких уровнях:
программное обеспечение ИВКЭ;
программное обеспечение ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ-35HVS, синхронизирующего собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 16 мс, корректировка времени выполняется при расхождении времени более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков типа СЭТ-4ТМ-03 и СЭТ-4ТМ-03.М с временем УСПД выполняется каждые 30 мин. При сеансе связи УСПД со счетчиком, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиком более чем на ±2 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не более ±5 с.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4
Таблица 2 – Состав измерительных каналов
| № п/п | Номер точки
измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | | 1 | 1 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 47 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5
3000/5
Зав. № 7151Зав. № 7150
Зав. № 7193 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2369
Зав. № 2388
Зав. № 2387 | СЭТ-4ТМ-03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0107081707 | RTU-327, Зав. № 001102 | активная,
реактивная | | 2 | 2 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 48 ШАР | ТПЛ-10
Госреестр
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 8406-
Зав. № 8389 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2369
Зав. № 2388
Зав. № 2387 | СЭТ-4ТМ-03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 107082575 | | 3 | 3 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 78 Минерал | ТВЛМ-10
Кл. т. 0,5
200/5
Зав. № 29159
-
Зав. № 29090 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2369
Зав. № 2388
Зав. № 2387 | СЭТ-4ТМ-03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 107082297 | | 4 | 4 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 52 Тульские автоматы | ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
100/5
Зав. № б/н
-
Зав. № б/н | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2369
Зав. № 2388
Зав. № 2387 | СЭТ-4ТМ-03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 107082419 | | 5 | 5 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 57 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5
3000/5
Зав. № 6976Зав. № 6978
Зав. № 7153 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2240
Зав. № 2243
Зав. № 2235 | СЭТ-4ТМ-03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 812104515 | | 6 | 6 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 6 Щёкинская горсеть | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 2854
Зав. № 2855
Зав. № 1560 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2240
Зав. № 2243
Зав. № 2235 | СЭТ-4ТМ-03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 107082510 |
Окончание таблицы 2
| № п/п | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | | 7 | 7 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 2 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
100/5
Зав. № 2866
Зав. № 2954
Зав. № 2952 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2240
Зав. № 2243
Зав. № 2235 | СЭТ-4ТМ-03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812104852 | RTU-327, Зав. № 001102 | активная,
реактивная | | 8 | 8 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 8 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 1566
Зав. № 2212
Зав. № 2209 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2240
Зав. № 2243
Зав. № 2235 | СЭТ-4ТМ-03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812104527 | | 9 | 9 | ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 40 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 17009
Зав. № 17010
Зав. № 17011 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
6000/√3/100/√3
Зав. № 2369
Зав. № 2388
Зав. № 2387 | СЭТ-4ТМ-03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 812104873 |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95: | | Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1-4 | 0,05Iн1 I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,8 | 3,2 | 5,6 | | 5 | 0,05Iн1 I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | | 6 | 0,02Iн1 I1 < 0,05Iн1 | 1,9 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,2 | 2,7 | 3,0 | 5,0 | | 7-9 | 0,02Iн1 I1 < 0,05Iн1 | 1,6 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,7 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95: | | Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1-4 | 0,05Iн1 I1 < 0,2Iн1 | 5,8 | 4,7 | 2,9 | 6,2 | 5,1 | 3,4 | | 5 | 0,05Iн1 I1 < 0,2Iн1 | 5,6 | 4,4 | 2,5 | 5,7 | 4,6 | 2,8 | | 6 | 0,02Iн1 I1 < 0,05Iн1 | 6,0 | 4,9 | 3,2 | 7,1 | 5,9 | 4,2 | | 7-9 | 0,02Iн1 I1 < 0,05Iн1 | 5,0 | 4,0 | 2,4 | 5,1 | 4,1 | 2,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ( 1,02) Uном; диапазон силы тока (1 ( 1,2) Iном, коэффициент мощности cos( (sin() = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ( 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (20 ( 5) (С.
4. Рабочие условия:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ( 1,1) Uном; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) ( 1,2) Iном1; коэффициент мощности cos( (sin() - 0,5 ÷ 1,0(0,5 ÷ 0,87); частота - (50 ( 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от – 40 ˚С до + 50 ˚С.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 ÷ 1,2)Iн2; коэффициент мощности cos( (sin() - 0,5 ÷ 1,0(0,5 ÷ 0,87); частота - (50 ( 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 15 ˚С до + 30 ˚С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 10 ˚С до + 35 ˚С.
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 – коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 5599 ч – среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
– в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
– электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М– среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
Ремонтопригодность;
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
параметрирование;
пропадание напряжения;
коррекция времени в счетчике.
журнал событий ИВКЭ:
параметрирование;
пропадание напряжения;
коррекция времени в УСПД.
журнал событий ИВК:
даты начала регистрации измерений;
перерывы электропитания;
программные и аппаратные перезапуски;
установка и корректировка времени;
переход на летнее/зимнее время;
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСПД;
сервера БД;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 35 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений – не менее 3,5 лет.
|
