| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии).
разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
конфигурирование параметров и настроек;
защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
подготовку данных по результатам измерений в ХML-формате для их передачи по электронной почте в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам с использованием электронной подписи (ЭП);
ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере ИВК и счетчиках;
ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком- мерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт•ч (кВар•ч). При этом используются следующие правила округления - дробный результат измерений на интервале измерений округляется до целых кВт•ч (кВар•ч) по алгебраическим правилам округления. Если десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется в большую сторону, если меньше – то в меньшую. При этом разница между не округленным значением и округленным прибавляется к результату измерения на следующем интервале с сохранением знака.
СБД уровня ИВК, установленный в здании офиса ООО ХК «СДС-Энерго» (серверная), с периодичностью один раз в 30-минут, осуществляет опрос счетчиков, считывая с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий с помощью GSM сети. Считанные значения записываются в базу данных. Основной канал организован с помощью GPRS соединения. Резервный канал организован с помощью CSD соединения.
СБД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирует и отправляет по выделенному каналу с протоколом TCP/IP сети Ethernet отчеты в виде xml- файлов в форматах 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера уровня ИВК, УССВ), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УСВ-3, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени GPS/ГЛОНАСС.
Коррекция часов сервера ИВК происходит при расхождении часов сервера ИВК и УСВ-3 более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов ИВК с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени ИВК более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ± 5 с/сут.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид
электро-
энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
1СШ-10 кВ,
яч. №11 | ТОЛ-10-1
КТ 0,5S
200/5
Рег. № 15128-07 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | УСВ-3
Рег. № 51644-12 | НР DL160 Gen9 E5-2609v3 | Активная
Реактивная | ±1,6
±2,9 | ±2,1
±3,2 | | 2 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
1СШ-10 кВ,
яч. №13 | ТОЛ-10 УТ2
КТ 0,5
100/5
Рег. № 6009-77 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 3 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
1СШ-10 кВ,
яч. №15 | ТОЛ-10
КТ 0,5
100/5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 4 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
2СШ-10 кВ,
яч. №25 | ТОЛ-10
КТ 0,5
100/5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | УСВ-3
Рег. № 51644-12 | НР DL160 Gen9 E5-2609v3 | Активная
Реактивная | ±1,7
±3,0 | ±2,3
±3,3 | | 5 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
2СШ-10 кВ,
яч. №27 | ТОЛ-10
КТ 0,5
100/5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 6 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая, ЗРУ-10 кВ,
2СШ-10 кВ,
яч. №29 | ТОЛ-10
КТ 0,5
100/5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 7 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ,
ввод 1, яч. №3 | ТОЛ-10
600/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 8 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ,
ввод 2, яч. №37 | ТОЛ-10
600/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 9 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ,
яч. №1 | ТОЛ-10
100/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 10 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ,
яч. №7 | ТОЛ-10
100/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | УСВ-3
Рег. № 51644-12 | НР DL160 Gen9 E5-2609v3 | Активная
Реактивная | ±1,7
±3,2 | ±2,1
±3,3 | | 11 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ,
яч. №14 | ТПЛ-СЭЩ-10
150/5
КТ 0,5S
Рег. № 71808-18 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 12 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ,
яч. №28 | ТОЛ-10
150/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 13 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ,
яч. №9 | ТОЛ-10
100/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 14 | ПС 110/35/10 кВ Керамзитовая,
ЗРУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ,
яч. №33 | ТОЛ-10
100/5
КТ 0,5
Рег. № 7069-82 | НОЛ.08
КТ 0,5
10000:√3/100:√3
Рег. № 9219-83 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
Погрешность в рабочих условиях указана для cоsφ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 – 14 от 0 до плюс 40 ºС.
Допускается замена измерительных трансформаторов, 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 УСВ на аналогичное, утвержденного типа.
Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 14 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- Частота, Гц
- коэффициент мощности cоsφ
- температура окружающей среды, ºС | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cоsφ
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ºС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ºС | от 90 до 110
от 5 до 120
от 49,6 до 50,4
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от 0 до +40 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.01:
- 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
2
90000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45
10
3,5 |
Надежность системных решений:
− резервирование электрического 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 электросчетчиков:
параметрирования;
пропадания питания;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
− в журнале событий сервера ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии.
Защищенность применяемых компонентов:
− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСВ;
сервера БД;
− защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на сервер БД. |
