| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), коммутационное оборудование, в состав которого входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Цветмет ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 1СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Цветмет-Кольчугино I цепь (ВЛ 110 кВ Цветмет-Кольчугино 1) | ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 11167; 11168; 11169Госреестр№ 52261-12 | НКФ-110-57 У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 22546; 22529; 22464Госреестр№ 14205-94 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 461725Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 | | 2 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 2СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Цветмет-Кольчугино II цепь (ВЛ 110 кВ Цветмет-Кольчугино 2) | ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 11170; 11171; 11172Госреестр№ 52261-12 | С3VT 126/15 У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 15476; 15475; 15474Госреестр№ 21880-01 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460580Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 | | 3 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, 2СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Цветмет-Бавлены | ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 11173; 11174; 11175Госреестр№ 52261-12 | С3VT 126/15 У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 15476; 15475; 15474Госреестр№ 21880-01 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460578Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 | | 4 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ОРУ 110 кВ, ОСШ 110 кВ,
ОМВ 110 кВ | ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1000/5Зав. № 11176; 11177; 11178Госреестр№ 52261-12 | НКФ-110-57 У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 22546; 22529; 22464Госреестр№ 14205-94 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460576Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 | | 5 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1001 | ТЛШ-10У3кл.т 0,5Ктт = 3000/5Зав. № 960; 937; 868Госреестр№ 6811-78 | НТМИ-10-66кл.т 0,5Ктн = 10000/100Зав. № 1509Госреестр№ 831-69 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460570Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 6 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1005 | ТОЛ-10У3кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 1479; 1421Госреестр№ 7069-79 | НТМИ-10-66кл.т 0,5Ктн = 10000/100Зав. № 1509Госреестр№ 831-69 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460575Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 | | 7 | ПС 220/110/10 кВ Цветмет, ЗРУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, ф.1011 | ТЛМ-10кл.т 0,5Ктт = 1000/5Зав. № 35854; 5019Госреестр№ 2473-69 | НТМИ-10-66кл.т 0,5Ктн = 10000/100Зав. № 1509Госреестр№ 831-69 | EPQS 111.21.18.LLкл.т 0,2S/0,5Зав. № 460572Госреестр№ 25971-06 | TK16Lзав. № 00039-227-234-401 X11-15303 Госреестр№ 36643-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 - 4(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | | 5 - 7(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 АИИС КУЭ (при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 - 4(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,0 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 | | 5 - 7(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
Примечания:
Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%.
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
частота - (50(0,15) Гц.
Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1;
частота - (50(0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙Uн2 до 1,15∙Uн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 2∙Iн2;
частота - (50(0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;
счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
|
