ИК АИИС КУЭ собраны на ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах», территориально расположенной в пос. Нижний Куранах Алданского района Республики Саха (Якутия), имеет многофункциональную, многоуровневую структуру.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных;

• 2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) ОРУ-220 кВ, установленный в помещении ОПУ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах», включает в себя:

• •    шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) «Шлюз E-422» (Госреестр СИ РФ № 36638-07, зав. №№ 08602, 27751, технических средств каналов передачи данных и источника бесперебойного питания;

• •   шкаф УСПД, созданный на базе УСПД RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 3728808, зав. № 004478), технических средств каналов передачи данных, источника бесперебойного питания;

• •   шкаф устройства центральной коммутации (далее - ЦКУ), включающий в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) администратора, технических средства каналов передачи данных и источника бесперебойного питания.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЦСОД филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, включает в себя сервер базы данных (БД), источники бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи данных.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые

усредняются за период 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Информация со счётчиков может быть считана, как в ручном режиме управления, через встроенные оптопорты счётчиков, посредством переносного инженерного пульта оборудованного оптическим преобразователем для работы со счетчиками электрической энергии, так и в дистанционном режиме - по двум независимым цифровым выходам счётчиков интерфейса RS-485, подключенных к устройствам «Шлюз Е-422».Устройства «Шлюз E-422» работают в режиме туннелирования (режим преобразования интерфейсов).

УСПД «RTU-325L» автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счётчиков через устройства «Шлюз E-422» по основному или резервному каналу передачи данных. В качестве основного канала связи используется канал передачи данных по выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи используется коммутируемый канал беспроводной связи WiFi, при помощи WiFi-модема с направленной антенной, подключенного к устройству «Шлюз Е-422». Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам передачи данных на сервер БД (уровень ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер БД ИВК, установленный в ЦСОД филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ по основному или резервному каналу передачи данных. В качестве основного канала связи используется канал передачи данных по выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи используется коммутируемый канал спутниковой связи. Полученная информация записывается в базу данных сервера системы.

На уровне ИВК системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, получаемой с уровня ИВКЭ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Программное обеспечение (ПО) ИК АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:

• •    программное обеспечение счетчиков;

• •   программное обеспечение УСПД;

• •   программное обеспечение АРМ персонала;

• •    программное обеспечение инженерного пульта.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электрической энергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде.

ИК АИИС КУЭ оснащен системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ, подключенного к УСПД «RTU-325L». Время встроенных часов УСПД синхронизировано с единым календарным временем, которое передается через приёмник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов УСПД более ± 1 с.

УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счетчиков осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счетчиков более ± 2 с. От УСПД так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ администратора.

Погрешность часов компонентов ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Полная комплектность каналов измерительных ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах» определяется проектной документацией на модернизацию. В комплект поставки входит техническая документация на модернизацию системы и на комплектующие средства измерений.

Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ.

Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1.   Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 2.   Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;

• 3.   Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа.

Таблица 2.2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1.  Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 2.   В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3.   Нормальные условия:

• -    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) U_HOM; ток (0,01 - 1,2) 1_ном, 0,5_инд. < cosф > 0,8емк.; частота - (50 ± 0,15) Гц;

• -   температура окружающей среды (23 ± 2) °С

• -   магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05 мТл.

• 4.   Рабочие условия:

• -    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) и_ном; ток (0,01 - 1,2) 1_ном; 0,5_инд. < cosф < 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

• -   допускаемая температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории по ГОСТ 15150-69; для счетчика от минус 40 до 65 °С, для УСПД «Шлюз E-422» от минус 40 до 60 °С, для УСПД «RTU-325L» от минус 10 до 55 °С; для сервера БД ИВК от 15 до 30 °С;

• -   магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,5 мТл.

Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок

Лист № 6 Всего листов 9 службы не менее 25 лет, среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 300000 ч.;

• •    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т₀ = 120000 ч.;

• •    устройство «Шлюз E-422» - среднее время наработки на отказ не менее Т₀ =

50000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более t_E = 24 ч.;

• •   УСПД «RTU-325L» - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 1 ч.;

• •    сервера БД ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более = 1 ч.

Надежность системных решений:

• •   Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• •    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• •    Ремонтопригодность;

• •    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• •   Функции контроля процесса работы и средства диагностики ИК АИИС КУЭ;

• •   Резервирование электропитания оборудования ИК АИИС КУЭ.

Регистрация событий:

• •   журнал событий счетчика:

• -     параметрирование;

• -    пропадание напряжения;

• -     коррекция времени в счетчике.

• •   журнал событий УСПД:

• -     параметрирование;

• -    пропадание напряжения;

• -    коррекция времени в УСПД.

• •    журналы событий сервера:

• -     даты начала регистрации измерений;

• -     перерывы электропитания;

• -     программные и аппаратные перезапуски;

• -     установка и корректировка времени;

• -     переход на летнее/зимнее время;

• -    нарушение защиты сервера;

• -     отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• •    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     электросчетчиков;

• -    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -     испытательных коробок;

• -   УСПД ;

• -     сервер БД;

• •   защита информации на программном уровне:

• -     результатов измерений при передаче информации;

• -     установка пароля на счетчик;

• -    установка пароля на УСПД;

• -     установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• •    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 35 сут.;

• •   УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -не менее 35 сут.;

• •    сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.