| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сборпривязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителяхинформации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
обмен (передача и получение) результатами измерений, данными о состоянии средств измерений в различных форматах с организациями-участниками оптового и розничного рынков электрической энергии (далее – внешними организациями);
передача результатов измерений по электронной почте в XML-формате попрограммно-задаваемым адресам;
предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролейи т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс точек измерения (далее – ИИК ТИ), включающий:
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ);
измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН);
вторичные измерительные цепи;
счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее – счетчики);
технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ), включающий:
устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа СИКОН С70.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий:
сервер центра сбора и обработки данных АО «ЭСК» (далее – сервер АО «ЭСК») с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦентр»;
сервер центра сбора и обработки данных ПАО «Ленэнерго» (далее – сервер ПАО «Ленэнерго») с ПО «Пирамида 2000»;
технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
устройства синхронизации системного времени УССВ-2 и УСВ-2.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значенийнапряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U · I.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученныхзначений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 – P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ производят измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности с интервалом усреднения 30 минут, самодиагностику и запись результатов измерений (профилей нагрузки) и данных самодиагностики (журналов событий) в энергонезависимую встроенную память.
По запросу с УСПД уровня ИВКЭ (для измерительных каналов (далее – ИК) №№ 13–15) с периодичностью один раз в 30 минут собираются данные с ИК №№ 13–15. По запросу с сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут данные с уровня ИВКЭ
собираются в базу данных сервера ПАО «Ленэнерго». С периодичностью один раз в сутки данные из базы данных сервера ПАО «Ленэнерго» передаются в базу данных сервера АО «ЭСК».
По запросу с сервера АО «ЭСК» (ИК №№ 9–12) с периодичностью один раз в30 минут данные с ИК №№ 9–12 собираются в базу данных сервера АО «ЭСК».
Сервера осуществляют сбор и обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер АО «ЭСК» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение)результатами измерений и данными о состоянии средств измерений с внешними организациями с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Обмен результатами измерений и данными о состоянии средств измерений осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера в XML-формате, в том числе с электронно-цифровой подписью.
Серверы баз данных уровня ИВК по запросу обеспечивают возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечения единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии, УСПД, сервер центра сбора и обработки данных АО «ЭСК» и ПАО «Ленэнерго»), предусмотрена система обеспечения единого времени (далее – СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всехкомпонентах и уровнях системы.
Базовыми устройствами СОЕВ являются устройства синхронизации времени типа УСВ-2 и УССВ-2, синхронизирующие собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени UTS(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее – ГЛОНАСС).
Сервер АО «ЭСК» не реже одного раза в час синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от УССВ-2, при превышении поправки часов сервера АО «ЭСК» относительно шкалы времени УССВ-2 более чем на 1 секунду.
Сервер АО «ЭСК» не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики (для ИК №№ 912), если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени сервера АО «ЭСК» превышает ± 2 с происходит коррекция часов счетчиков.
УСПД уровня ИВКЭ (для ИК №№ 13–15) не реже одного раза в час синхронизируют свою шкалу времени по сигналу, получаемому от УСВ-2, при превышении поправкичасов УСПД уровня ИВКЭ относительно шкалы времени УСВ-2 более чем на 1 секунду.
УСПД уровня ИВКЭ не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики (для ИК №№ 13–15), если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД уровня ИВКЭ превышает ± 2 с происходит коррекция часов счетчиков.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД исерверов АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и серверов отражают время(дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и серверов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее – ФИФ).
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 3 – Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
| № ИК | Наименованиеприсоединения | Измерительные компоненты | Вид эл. энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 9 | ГПП-1
(ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 1,3 с.ш. 6 кВ | ТШЛ-10
4000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 3972-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 | - | УССВ-2, Рег. № 54074-13/
ПЭВМ (IBM совместимый) сПО «АльфаЦЕНТР» (АО «ЭСК») | Активная
Реактивная | ± 1,9
± 2,9 | ± 2,3
± 4,3 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 10 | ГПП-1
(ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 2,4 с.ш. 6 кВ | ТШЛ-10
4000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 3972-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
Рег. № 36697-08 | - | УССВ-2, Рег. № 54074-13/
ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «АльфаЦЕНТР» (АО «ЭСК») | Активная
Реактивная | ± 1,9
± 2,9 | ± 2,3
± 4,3 | | 11 | ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ | ТЛШ-10
4000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 64182-16 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 | | 12 | ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ,
6 с.ш. 6 кВ | ТЛШ-10
4000/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 64182-16 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
0,5
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 13 | ПС-19 «Краснопутиловская» 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 4с 6 кВ,
яч. № 403 | ТОЛ-НТЗ-10
1500/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 51679-12 | ЗНОЛП-НТЗ-6
6000/√3 / 100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 | СИКОН С70, Рег. № 28822-05 | УСВ-2, Рег. № 41681-10/
ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «Пирамида 2000»(ПАО «Ленэнерго») | Активная
Реактивная | ± 1,8
± 2,7 | ± 2,2
± 4,2 | | 14 | ПС-19 «Краснопутиловская»
110/6 кВ КРУ-6 кВ, 3с 6 кВ,
яч. № 303 | ТОЛ-НТЗ-10
1500/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 51679-12 | ЗНОЛП-НТЗ-6
6000/√3 / 100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 15 | ПС-19 «Краснопутиловская»
110/6 кВ КРУ-6 кВ, 4с 6 кВ,
яч. № 405 | ТОЛ-НТЗ-10
200/5
0,5S
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 51679-12 | ЗНОЛП-НТЗ-6
6000/√3 / 100/√3
0,2
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Iном (Iмакс) = 5 (10) АUном = 3х(57,7-115)/(100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной энергии - 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
Рег. № 36697-08 | СИКОН С70, Рег. № 28822-05 | УСВ-2, Рег. № 41681-10/
ПЭВМ (IBM совместимый)
с ПО «Пирамида 2000»
(ПАО «Ленэнерго») | Активная
Реактивная | ± 1,8
± 2,7 | ± 2,2
± 4,2 | | П р и м е ч а н и я
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 5 % от Iном cos( = 0,8 инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ 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 АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ± 5 с. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Количество ИК | 7 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | От 98 до 102
От 1 до 120
0,9 инд.
От 49,8 до 50,2
От плюс 20 до плюс 25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
Диапазон температур для компонентов системы, °С:
- ТТ и ТН, счетчиков
- УСПД, УССВ, сервер | От 95 до 105
От 1 до 120
От 0,5 до 1,0
От 0,5 до 0,87
От 49,5 до 50,5
От плюс 5 до плюс 30
От плюс 18 до плюс 22 | | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчиков:
трансформаторов тока:
- ТЛШ-10, ТШЛ-10
- ТОЛ-НТЗ-10
трансформаторов напряжения:
- НАМИ-10
- ЗНОЛП-НТЗ-6
УСПД СИКОН С70
УССВ-2
УСВ-2
сервера БД | 165000
4000000
219000
4400000
219000
70000
35000
35000
100000 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45
30
45
5
за весь срок эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью дополнительногопитания;
резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов);
б) УСПД:
попыток несанкционированного доступа;
связи с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательных клеммных коробок;
УСПД;
сервер БД;
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии;
установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;
установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
|
