| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ-2) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи.АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК и времени приемника. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от наличия расхождения часов счетчика и ИВК.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 Состав ИК
| №
ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/УССВ/Сервер | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1.1 | ПС 110/35/10 кВ «Ува»,
2 с.ш. 10 кВ, яч.26 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
200/5
Рег. № в Федеральном информацион-ном фонде
1276-59 | НАМИТ-10-2У3
Кл. т. 0,5
10000/100
Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12 | УСВ-2
Рег. № 41681-10 | | 1.2 | РУ-0,2 кВ филиала ПАО «Ростелеком» в Удмуртской Республике,
СШ 0,2 кВ,
Ввод 1 | - | - | СЭБ-1ТМ.02М.03
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. №
47041-11 | | 1.3 | РУ-0,4 кВ Ижевского филиала ООО «Т2 Мобайл», СШ 0,4 кВ,
Ввод 1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. №
64450-16 | | 1.4 | ТП-9 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, РЩ-6 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24.04
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. №
64450-16 | | 2.1 | ЦРП-1 10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
яч. 17 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. №
1276-59 | НТМИ-10-66УЗ
Кл. т. 0,5
10000/100
Рег. №
831-69 | СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
20175-01 | | 2.2 | ЦРП-1 10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч. 20 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. №
1276-59 | НТМИ-10-66УЗ
Кл. т. 0,5
10000/100
Рег. №
831-69 | СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
20175-01 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 2.3 | ЦРП-2 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1 | ТОЛ-СЭЩ
Кл. т. 0,5S
800/5
Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ-10-3-0,5-200 У2
Кл. т. 0,5
10000/100
Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12 | УСВ-2
Рег. № 41681-10 | | 2.4 | ЦРП-2 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.22 | ТОЛ-СЭЩ
Кл. т. 0,5S
800/5
Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ-10-3-0,5-200 У2
Кл. т. 0,5
10000/100
Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
20175-01 | | П р и м е ч а н и я:
1 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.
2 Допускается замена УСВ-2 на аналогичное утвержденного типа.
3 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 метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), % | | 1.1 | Активная
Реактивная | 1,2
2,8 | 3,2
5,6 | | 1.2 | Активная
Реактивная | 1,1
2,4 | 2,9
5,5 | | 1.3, 1.4 | Активная
Реактивная | 1,1
2,4 | 3,1
6,0 | | 2.1, 2.2 | Активная
Реактивная | 1,2
2,8 | 3,2
5,0 | | 2.3, 2.4 | Активная
Реактивная | 1,2
2,8 | 3,3
5,6 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК и времени УСВ-2 не более ±1 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут. | | Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 8 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, °C | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C
- температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °C | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +60
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- СЭТ-4ТM.03M.01, СЭБ-1ТM.02M.03 - ПСЧ-4ТM.05MК.24, ПСЧ-4ТM.05MК.24.04, СЭТ-4ТM.02.2
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
90000
74500
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 45
10
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
– в журнале событий счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера БД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера;
– защита на программном уровне:
установка пароля на счетчик;
установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
