| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени (РСТВ), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ). От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями ОРЭ к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и РСТВ. РСТВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение часов сервера с РСТВ осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ производится независимо от величины расхождения.
Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождения.
Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»).
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование
точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические
характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 1 | ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская 1 цепь | ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S
600/5
Рег. № 44640-10
Фазы: А; В; С | НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Активная
Реактивная | 0,9
1,6 | 1,6
2,6 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 2 | ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская 2 цепь | ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S
600/5
Рег. № 44640-10
Фазы: А; В; С | НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Активная
Реактивная | 0,9
1,6 | 1,6
2,6 | | 3 | ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Сорочинская-Росташинская | ТФМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 4 | ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТФМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 5 | ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Росташинская -Савельевская | ТФМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С | НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 6 | ПС 35/6 кВ Первомайская,
РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1 | ТОЛ-10 УТ2
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 6009-77
Фазы: А; С | ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-72
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-13
Кл.т. 0,5S/0,5
Рег. № 20175-01 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Активная
Реактивная | 1,3
2,3 | 3,3
4,6 | | 7 | ПС 35/6 кВ Первомайская,
РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.18 | ТОЛ-10 УТ2
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 6009-77
Фазы: А; С | ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-72
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-13
Кл.т. 0,5S/0,5
Рег. № 20175-01 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 8 | ПС 35/6 кВ Первомайская,
РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7 | ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 7069-79
Фазы: А; С | ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-72
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2-13
Кл.т. 0,5S/0,5
Рег. № 20175-01 | E-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с | ±5 |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2 указана для тока 2 % от Iном, для ИК №№ 3-8 – для тока 5 % от Iном, cos( = 0,8инд.
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 и РСТВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 8 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +15 до +35
от +15 до +25
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч,
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч,
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч,
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для РСТВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
90000
2
90000
2
55000
24
55000
1
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113
5 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45
5
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
|
