| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансфор-маторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу 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 коммерческому операторы (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), другим заинтересованным лицам;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
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);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
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.
Комплекс серверов ИВК состоит из двух серверов АО «ОКБМ Африкантов» (далее по тексту - серверы предприятия) и сервера АО «Атомэнергопромсбыт».
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и оптическим линиям связи (ЛВС предприятия) поступает в серверы предприятия, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации. Серверы предприятия являются независимыми и обеспечивают резервирование, при этом один является основным, второй - резервным. Каждый сервер предприятия с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. Серверы выполняют опрос со сдвигом 15 минут относительно друг друга. Серверы предприятия при помощи базового программного обеспечения (БПО) комплекса технических средств (КТС) «Энергия+» осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации (журналы событий счетчиков) в базу данных. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков. Затем считанные данные помещаются в базу данных сервера предприятия.
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет прием от серверов предприятия xml-файлов формата 80020, 80030, 80040, 51070. Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет сбор измерительной информации с серверов предприятия в виде автоматических ежесуточных отчетов в формате XML посредством электронной почты сети Интернет. При выходе из строя основного сервера предприятия информация считывается из резервного сервера.
Полученная информация подвергается дальнейшей обработке с целью формирования, хранения и оформления справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 80040, 51070), а также их шифрование и заверение электронной подписью.
С сервера АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляется передача подписанных электронной подписью XML-макетов 80020, 80030, 80040, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ состоит из приемника меток времени GPS и устройства сервисного из состава Комплекса технических средств «Энергия+» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 40586-12 (Рег. № 40586-12), часов сервера предприятия и счетчиков электроэнергии. Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников GPS, преобразует их в сигналы проверки времени, которые передаются в устройство сервисное. Устройство сервисное по сигналам проверки времени производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Север предприятия с периодичностью один раз в секунду обращается к устройству сервисному, сравнивает время корректора устройства сервисного со временем своих часов, и при расхождении более чем на ±60 мс производится синхронизация часов сервера предприятия с временем корректора устройства сервисного. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера предприятия происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. При репликации базы данных из сервера предприятия в сервер АО «Атом-энергопромсбыт» метки времени, присвоенные результатам измерений и событиям, не изменяются.
В качестве источника синхронизации времени сервера АО «Атомэнергопромсбыт» используется NTР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем один раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование
ИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид
электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | Ввод Т1
110 кВ
ГПП «Волна» | ТРГ-110
Кл.т. 0,2S
КТТ = 150/5
Зав. №№ 6446; 6447; 6448
Рег. №
49201-12 | НКФ-123 II
Кл.т. 0,2
КТН =
1 СШ:
Зав. №№ 8822; 8827; 8825
2 СШ:
Зав. №№ 8826; 8771; 8828
Рег. № 49582-12 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812139317
Рег. № 36697-12 | Серверы предприятия
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» | Активная
Реактивная | | 2 | Ввод Т2
110 кВ
ГПП «Волна» | ТРГ-110
Кл.т. 0,2S
КТТ = 150/5
Зав. №№ 6450; 6449; 6451
Рег. № 49201-12 | | 3 | ПС 6/0,4 кВ «103»
РУ-6 кВ,
яч. 14 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 11547; 11545
Рег. № 25433-07 | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 3570
Рег № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0811091576
Рег. №
36697-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 4 | ПС 110/6 кВ «Волна»
РУ-6 кВ,
яч. 4 | ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 1118; 1120
Рег. № 1261-02 | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 2265
Рег № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0811091516
Рег. №
36697-08 | Серверы предприятия
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» | Активная
Реактивная | | 5 | ПС 110/6 кВ «Волна»
РУ-6 кВ,
яч. 45 | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
КТТ = 400/5
Зав. №№ 16201; 6019
Рег. № 1276-59 | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 1104
Рег № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0804101514
Рег. №
36697-08 | | 6 | ПС 110/6 кВ «Волна»
РУ-6 кВ,
яч. 47 | ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5
КТТ = 600/5
Зав. №№ 153; 106
Рег. № 1261-02 | НТМИ-6
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 1104
Рег № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0804101535
Рег. №
36697-08 | | 7 | ПС 6/0,4 кВ «101»
РУ-6 кВ,
яч. 15 | ТПЛ-10У3
Кл.т. 0,5
КТТ = 150/5
Зав. №№ 50771; 8844
Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 3102
Рег № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0811091543
Рег. №
36697-08 | | 8 | ПС 6/0,4 кВ «101»
РУ-6 кВ, яч.18 | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
КТТ = 150/5
Зав. №№ 51363; -; 11165
Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
КТН = 6000/100
Зав. № 3143
Рег № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812080482
Рег. №
36697-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИИК | Коэф. мощности
cos ( | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК
при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1, 2
ТТ - 0,2S
ТН - 0,2
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | | 3
ТТ - 0,2S
ТН - 0,5
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 4
ТТ - 0,5S
ТН - 0,5
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,0 | ±0,9 | ±1,0 | | 5 - 8
ТТ - 0,5
ТН - 0,5
Счетчик - 0,2S | 1,0 | - | - | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,0 | | (оР - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;
(Р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
| Номер ИИК | Коэф. мощности
cos ( | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК
при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | | 1, 2
ТТ - 0,2S
ТН - 0,2
Счетчик - 0,5 | 0,9 | ±2,3 | ±2,6 | ±1,5 | ±2,0 | ±1,2 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,8 | | 3
ТТ - 0,2S
ТН - 0,5
Счетчик - 0,5 | 0,9 | ±2,6 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,5 | ±1,7 | ±2,2 | ±1,7 | ±2,2 | | 4
ТТ - 0,5S
ТН - 0,5
Счетчик - 0,5 | 0,9 | ±5,7 | ±5,8 | ±3,5 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,9 | ±2,6 | ±2,9 | | 5 - 8
ТТ - 0,5
ТН - 0,5
Счетчик - 0,5 | 0,9 | - | - | ±6,4 | ±6,5 | ±3,5 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,9 | | (оQ - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;
(Q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений активной энергии и мощности (1(2)%P для cos(=1 нормируется от I1%, погрешность измерений (1(2)%P для cos(<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном
коэффициент мощности cos( от 0,8 инд. до 1;
частота переменного тока 50 Гц;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
сила переменного тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном для ИИК №№ 1 - 4;
сила переменного тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИИК №№ 5 - 8;
коэффициент мощности cos( от 0,5 до 1;
частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.
температура окружающей среды:
для счетчиков от плюс 8 до плюс 38 (С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной энергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ 165000 часов;
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ 140000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
для серверов Тв ≤ 1 час;
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Наличие фиксации в журнале событий ИВК следующих событий:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина коррекции времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные из счетчиков журналы событий.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
серверах ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 40 лет;
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
|
