| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий 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 электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя многогофункциональный контроллер «ARIS MT200», осуществляющий сбор и обработку данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энергосфера».
Первичные линейные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии (точки измерений 36-42, 1-23). В точках измерений 24-27 на токовые входы счетчиков поступает сумма трансформированных токов, протекающих от каждой из 2-х систем шин. В точках измерений 27-34 на токовые входы счетчика поступает разность трансформированных электрических токов, соответствующих токам, протекающим через шинный выключатель и перемычку между воздушными линиями (ВЛ).
В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где происходит ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет–провайдера.
АИИС КУЭ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав СОЕВ Камской ГЭС. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика.
Синхронизация времени в ИВКЭ осуществляется по сигналам единого календарного времени, которые формируются в СОЕВ Камской ГЭС. В ИВКЭ сигналы точного времени принимаются через устройство синхронизации системного времени (УССВ) в составе УСПД. Сравнение сигналов точного времени, принимаемых УССВ, со временем таймера УСПД происходит с частотой приема этих сигналов. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 мс. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД со временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на ±3 с.
Сравнение времени ИВК со временем УСПД осуществляется каждый час и коррекция времени выполняется один раз в сутки при расхождении времени сервера БД и УСПД более, чем на ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 – Состав и метрологические 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 по обеспечению единства измерений (Рег. №) | Обозначение, тип | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | Г-1 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 2 | Г-2 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 3 | Г-3 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 4 | Г-4 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 5 | Г-5 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 64182-16 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 6 | Г-6 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 7 | Г-7 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 8 | Г-8 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 9 | Г-9 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 30709-11 | А | ТЛП-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 10 | Г-10 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 11 | Г-11 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 12 | Г-12 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 13 | Г-13 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 14 | Г-14 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 15 | Г-15 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 64182-16 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 16 | Г-16 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 17 | Г-17 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 18 | Г-18 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 64182-16 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 19 | Г-19 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 20 | Г-20 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 11077-07 | А | ТЛШ-10 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 21 | Г-21 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 64182-16 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 22 | Г-22 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 | | 23 | Г-23 | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 2000/5
№ 47957-11 | А | ТЛШ-10-1 | 40000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 24 | ВЛ 220 кВ
Владимирская I | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1200/1
№ 72519-18 | А | IMB-245 | 2640000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 25 | ВЛ 220 кВ
Соболи | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 25121-07 | А | SAS 245 | 2200000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 26 | ВЛ 220 кВ
Калино | ТТ
(1В) | Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 25121-07 | А | SAS 245 | 2200000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 27 | ВЛ 220 кВ
Апрельская I | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 25121-07 | А | SAS 245 | 2200000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 28 | ВЛ 110 кВ
Пальники | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 66596-17 | А | SAS-145/3G | 1100000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 29 | ВЛ 110 кВ
Бобки | ТТ
(3В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 66596-17 | А | SAS-145/3G | 1100000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 30 | ВЛ 110 кВ Пермь I | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 25121-07 | А | SAS 123 | 1100000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 31 | ВЛ 110 кВ Пермь II | ТТ
(3В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 66596-17 | А | SAS-145/3G | 1100000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 32 | ВЛ 110 кВ
ЗИЛ I | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 25121-07 | А | SAS 123 | 1100000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 33 | ВЛ 110 кВ
ЗИЛ II | ТТ
(3В) | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 66596-17 | А | SAS-145/3G | 1100000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 34 | ВЛ 110 кВ Шлюзовая I | ТТ
(1В) | Кт = 0,2
Ктт = 600/1
№ 25121-07 | А | SAS 123 | 660000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 35 | ВЛ 110 кВ
Апрельская II | ТТ
(3В) | Кт = 0,2
Ктт = 600/1
№ 25121-03 | А | SAS 123 | 660000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 36 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ-13-I | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 20951-08 | А | SB 0,8 | 1100000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 0,5
1,1 | 2,2
1,8 | | 37 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ-13-II | ТТ | Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
№ 20951-08 | А | SB 0,8 | 1100000 | | 38 | КЛ 10 кВ
Шлюзовая | ТТ | Кт = 0,5S
Ктт = 300/5
№ 28402-04 | А | GIS12 | 6000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 39 | КЛ 10 кВ
Тяговая-I | ТТ | Кт = 0,5S
Ктт = 100/5
№ 28402-04 | А | GIS12 | 2000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,9 | | 40 | КЛ 10 кВ
Тяговая-II | ТТ | Кт = 0,5S
Ктт = 100/5
№ 28402-04 | А | GIS12 | 2000 | | 41 | КЛ 10 кВ Шлюз-I | ТТ | Кт = 0,5S
Ктт = 100/5
№ 28402-04 | А | GIS12 | 2000 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 42 | КЛ 10 кВ Шлюз-II | ТТ | Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 28402-04 | А | GIS12 | 3000 | ARIS MT210
Рег. № 64151-16 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 4,8
2,9 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)·Iном, cosφ = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 40 °С.
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии, ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 31819.22-2012
- для счетчиков реактивной энергии:
ТУ 4228-011-29056091-11 | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от +21 до +25 | | 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 | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -10 до +40
от -40 до +70
от 0 до +70 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа 1800:
- среднее время наработки на отказ, ч,
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч,
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
72
100000
0,5
35000
1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | 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
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 45
45
3,5 |
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).
|
