| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс, включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (Регистрационный номер 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве ССД используется сервер HP ProLiant DL180G6, установленный в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт». В качестве СБД используются серверы SuperMicro SC826A. СБД установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
ведение журналов событий счетчиков и ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение и считывает данные). ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть АО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.
Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров сервера происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями времени и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения с текущими значениями времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входят в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.
Сравнение текущих значений времени и даты счетчиков с текущим значением времени и даты ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав измерительных компонентов 1-го уровня ИК
| № ИК | Наименованиеобъекта | Состав 1-го уровня ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 1 | ПС №705
"Жегалово"
110/10 кВ
КРУ-10 кВ №1,
1 сек. 10 кВ,
ф. №2 | ТВЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 72845; 72588
Рег. номер 1856-63 | НАМИТ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1032
Рег. номер 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0107077047
Рег. номер 27524-04 | | 2 | ПС №705
"Жегалово" 110/10 кВ
КРУ-10 кВ №1,
1 сек. 10 кВ,
ф. №4 | ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 1503; 9772
Рег. номер 2473-69 | НАМИТ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1032
Рег. номер 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0120071557
Рег. номер 27524-04 | | 3 | ПС №705
"Жегалово" 110/10 кВ
КРУ-10 кВ №1,
3 сек. 10 кВ,
ф. №21 | ТВК-10
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 11201; 10925
Рег. номер 8913-82 | НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1120
Рег. номер 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0120071681
Рег. номер 27524-04 | | 4 | ПС №705
"Жегалово"
110/10 кВ
КРУ-10 кВ №1,
4 сек. 10 кВ,
ф. №34 | ТВК-10
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 11205; 11231
Рег. номер 8913-82 | НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1020
Рег. номер 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0120071695
Рег. номер 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 5 | ТП МАП
РУ-0,4 кВ,
ввод Т-1 | ТТИ-100
кл. т 0,5
Ктт = 1500/5
Зав. № F56776; B45525; F56927
Рег. номер 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0611111355
Рег. номер 36355-07 | | 6 | ТП МАП
РУ-0,4 кВ,
ввод Т-2 | ТШ-0,66
кл. т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 123174; 134094; 217516
Рег. номер 9504-84 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0611111376
Рег. номер 36355-07 | | 7 | ТП Компрессорная
РУ-0,4 кВ,
ввод Т-3 | ТШ-0,66
кл. т 0,5
Ктт = 1500/5
Зав. № 212867; 141937; 212868
Рег. номер 9504-84 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0611112983
Рег. номер 36355-07 | | 8 | РУ-0,4 кВ
ООО "Крон"
ввод Т-1 | ТТН
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. №
1305-110701;
1305-110708;
1305-110702.
Рег. номер 41260-09 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0612111662
Рег. номер 36355-07 | | 9 | РУ-0,4 кВ
ООО "Крон"
ввод Т-2 | ТТН
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. №
1305-110704;
1305-110703;
1305-110707.
Рег. номер 41260-09 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0611110508
Рег. номер 36355-07 | | 10 | РУ-0,4 кВ
ООО "Вентура"
ввод Т-1 | Т-0,66
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 354341; 311574; 333329
Рег. номер 52667-13 | - | Меркурий 230
ART2-03 PQCSIGDN
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 11092831
Рег. номер 23345-07 | | 11 | ПС №742
"Орбита"
110/35/6 кВ
КРУ-6 кВ,
1 сек. 6 кВ, ф. №1 | ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 6681; 8647
Рег. номер 2473-00 | НАМИТ-10
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 0989110000007
Рег. номер 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0110069114
Рег. номер 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 12 | ПС №742
"Орбита" 110/35/6 кВ
КРУ-6 кВ,
3 сек.6 кВ, ф. №13 | ТВЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 12992; 12941
Рег. номер 1856-63 | НАМИТ-10
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 0989110000030
Рег. номер 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03.01
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0111064089
Рег. номер 27524-04 | | 13 | РП-1
РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч. 2, фидер 6 кВ к
ЦРП-1 ввод 1 | ТПЛ-10
кл. т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 23236; 828
Рег. номер 1276-59 | НТМИ-6-66
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 8586
Рег. номер 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0308071072
Рег. номер 27779-04 | | 14 | РП-1
РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч. 2, фидер 6 кВ к
РТП-34 ввод 1 | ТПЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 62552; 51074
Рег. номер 2363-68 | НТМИ-6-66
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 8586
Рег. номер 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0308070924
Рег. номер 27779-04 | | 15 | РП-1
РУ-6 кВ,
4 с.ш. 6 кВ, яч. 28, фидер 6 кВ к
ЦРП-1 ввод 2 | ТПЛ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 8754; 9456
Рег. номер 1276-59 | НТМИ-6-66
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 8132
Рег. номер 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0307075494
Рег. номер 27779-04 | | 16 | РП-1
РУ-6 кВ,
4 с.ш. 6 кВ, яч. 28, фидер 6 кВ к
РТП-34 ввод 2 | ТПЛ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 1642; 1630
Рег. номер 1276-59 | НТМИ-6-66
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 8132
Рег. номер 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0308070930
Рег. номер 27779-04 | | 17 | ТП-29
РУ-0,4 кВ,
ввод Т-1 | ТТИ-60
кл. т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № G23783; G23784; G23785
Рег. номер 28139-07 | - | Меркурий 230ART-03 PQCSIGDN
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 09345114
Рег. номер 23345-07 | | 18 | ТП-30
PУ-0,4 кВ,
ввод Т-1 | ТТИ-60
кл. т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № G23779; G23780; G23782
Рег. номер 28139-07 | - | Меркурий 230ART-03 PQCSIGDN
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 10176518
Рег. номер 23345-07 | | 19 | ТП-31
РУ-0,4 кВ,
ввод Т-1 | ТТИ-40
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № F48531; F50185; F50224
Рег. номер 28139-07 | - | Меркурий 230ART-03 PQCSIGDN
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 10176387
Рег. номер 23345-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), % | | Номер ИК | cosφ | (±) 5 %,
I5 % I изм< I 20 % | (±) 20 %,
I 20 % I изм< I 100 % | (±) 100 %,
I100 % I изм I 120 % | | 1 - 4, 11 - 16
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,2 | 1,7 | 1,6 | | 5 - 10, 17 - 19
(ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,2 | 1,6 | 1,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), % | | Номер ИК | cosφ | (±) 5 %,
I5 % I изм< I 20 % | (±) 20 %,
I 20 % I изм< I 100 % | (±) 100 %,
I100 % I изм I 120 % | | 1 - 4, 11 - 16
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | 7,6 | 4,2 | 3,2 | | 5 - 10, 17 - 19
(ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | 7,5 | 3,9 | 2,8 |
Предел абсолютной погрешности СОЕВ не превышает ±5 секунд в сутки.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos(=0,9 инд;
температура окружающей среды: от +15 (С до +25 (С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от +5 (С до +35 (С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005.
6. Вид энергии для всех ИК АИИС КУЭ - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
для сервера Тв ≤ 1 час;
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 45 суток;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
|
