| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 преобразуются 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCPIP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования – ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный вУСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время(дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав измерительного канала | КТТ·КТН·КСЧ | УСПД | Метрологические характеристики | | №№ ИК | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ,класс точности ,коэффициент трансформации,регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) | Обозначение, тип | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 1 | Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №3 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТПОЛ-10 У3 | 18000 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,8 | | 2 | Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №5 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТПОЛ-10 У3 | 18000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 3 | Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №6 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТПОЛ-10 У3 | 18000 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,8 | | 4 | Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №7 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТПОЛ-10 У3 | 18000 | | 5 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, II сш.-
110 кВ, яч.3, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС –Чульманская ТЭЦ I цепь с отпайками | ТТ | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б | 88000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 6 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, I сш.-110 кВ, яч.1, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС –Чульманская ТЭЦ II цепь с отпайками | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТВ-110-I-1 УХЛ1 | 220000 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,0
2,2 | 5,0
4,2 | | 7 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, I сш.-110 кВ, яч.2, ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ – Малый Нимныр с отпайками | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОГФ-110III-УХЛ1 | 66000 | | 8 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, II сш.-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ – Хатыми с отпайками | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОГФ-110III-УХЛ1 | 66000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 9 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-35 кВ, II сш.-35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ Чульманская ТЭЦ – Аэропорт №2 | ТТ | Кт = 0,5 | А | ТВ-35-II-4-У2 | 21000 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,2
2,5 | 5,7
3,4 | | 10 | Чульманская ТЭЦ,
ОРУ-35 кВ, I сш.-35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ Чульманская ТЭЦ – Аэропорт №1 | ТТ | Кт = 0,5 | А | ТВ-35-II-4-У2 | 21000 | | 11 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, I сш.-6 кВ, яч.5, ВЛ-6 кВ Промбаза | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 3600 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 12 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, I сш.-6 кВ, яч.8, ВЛ-6 кВ Западный 1 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 2400 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,8 | | 13 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.12, ВЛ-6 кВ С/х комплекс | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 4800 | | 14 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.13, ВЛ-6 кВ Северный | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 3600 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 15 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.14, ВЛ-6 кВ Южный | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 4800 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,2
2,5 | 5,1
4,2 | | 16 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.16, ВЛ-6 кВ Заречный | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 3600 | | 17 | Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.17, ВЛ-6 кВ ЦАРМ | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 3600 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 9 | 10 | | 18 | Чульманская ТЭЦ,
КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.18, ВЛ-6 кВ Западный 2 | ТТ | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-I-2 У2 | 3600 | ARIS MT200
рег. № 53992-13 | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,8 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков 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.
Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos( = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С. |
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от +18 до +22 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от -40 до +60
от 0 до +40
0,5 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 90000
2
88000
24
35000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45
45
3,5 | | ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
попытка несанкционированного доступа;
факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчике;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
|
