| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством оптической связи, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52065-12 (далее - рег.№)). Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера ИВК каждый час, коррекция производится автоматически при отклонении шкалы времени сервера ИВК и СТВ-01 на величину равную или более 1 с. Сравнение показаний шкалы времени счетчика с сервером ИВК осуществляется встроенным программным обеспечением сервера ИВК по сети Ethernet (либо каналам связи GSM), во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера ИВК на величину равной или более 3 с.
Заводской номер АИИС КУЭ указывается в паспорте-формуляре.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ АО «УК «Кузбассразрезуголь» - филиал «Моховский угольный разрез» (Моховское поле)
| Номер ИИК | Наименование объекта учета | Средство измерений | Источник точного времени | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 01 | ПС 35 кВ № 14 Сычевская-2, РУ-6 кВ, яч. 1, Ввод 6 кВ Т1 | ТТ | ТПОЛ-10
1500/5; кл.т. 0,5
Рег. № 1261-59 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,5 | | 02 | ПС 35 кВ № 14 Сычевская-2, РУ-6 кВ, яч. 2, Ввод 6 кВ Т2 | ТТ | ТПОЛ-10
1500/5; кл.т. 0,5
Рег. № 1261-59 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 03 | ПС 35 кВ № 14 Сычевская-2,
РУ-6 кВ, яч. 8 | ТТ | ТВЛМ-10
400/5; кл.т. 0,5
№ 1856-63 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,5
6,0 | | 04 | ПС 35 кВ Еловская
№ 12, РУ-6 кВ,
Ввод 6 кВ Т1 | ТТ | ТЛК10
800/5; кл.т. 0,5
Рег. № 9143-83 | | 05 | ПС 110 кВ Моховская, ОРУ-35кВ, ввод ВЛ-35 кВ БК-5 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
300/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 06 | ПС 110 кВ Моховская, ОРУ-35кВ, ввод ВЛ-35 кВ БК-6 | ТТ | ТОЛ-НТЗ-35-IV
300/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 62259-15 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,4
5,8 | | 07 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 6 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 | | 08 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 16 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 09 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 18 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,4 | | 10 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 20 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 | | 11 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 22 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 12 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 15 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,4 | | 13 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 17 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 | | 14 | ПС 110 кВ Моховская, ЗРУ-6кВ, яч. 19 | ТТ | ТОЛ-СЭЩ
600/5; кл.т. 0,5S
Рег. № 51623-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 15 | ПС 35 кВ № 14 Сычевская-2, РУ-6 кВ, яч.7 | ТТ | ТВЛМ-10
400/5; кл.т. 0,5
Рег. № 1856-63 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,5
6,0 | | 16 | ПС 35 кВ № 14 Сычевская-2, РУ-6 кВ, яч.10 | ТТ | ТВЛМ-10
600/5; кл.т. 0,5
Рег. № 1856-63 |
Продолжение таблицы 2
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с | ±5 | | Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 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 метрологических характеристик.
4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов.
5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.
7 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 | | Количество ИК | 16 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ 31819.22-2012
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83
ГОСТ 31819.23-2012 | от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном:
- для ИК №№ 1-4, 15 – 16
- для ИК №№ 5-14
- коэффициент мощности, cos(
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков ИК №№ 1-2
- для счетчиков ИК № 3, 15 – 16
- для счетчиков ИК №№ 4
- для счетчиков ИК №№ 5-6
- для счетчиков ИК №№ 7-14
- для сервера | от 90 до 110
от 5 до 120
от 2 до 120
0,8 емк
от -40 до +70
от +20 до +25
от -10 до +35
от -40 до +35
от -15 до +25
от 0 до +35
от +21 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, | 120 000
2 | | Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, | 80 000
1 | | Глубина хранения информации
электросчетчики Альфа А1800:
- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сутки, не менее | 113,7 | | ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
̶резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий счетчика фиксируются факты:
журнал счётчика:
̶параметрирования;
̶пропадания напряжения;
̶коррекции времени в счётчике;
– пропадание напряжения пофазно;
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
̶счётчика электрической энергии;
̶промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
̶испытательной коробки;
̶сервера.
наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:
̶пароль на счётчике электрической энергии;
̶пароль на сервере.
Возможность коррекции времени в:
̶счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
̶сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
̶о состоянии средств измерений;
̶о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
̶измерений 30 мин (функция автоматизирована);
̶сбора 30 мин (функция автоматизирована). |
