АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 15 измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС 500 кВ «Хехцир». Состав измерительных каналов АИИС КУЭ указан в таблице 1(15 точек измерения), из них 4 ИК созданы для коммерческого учета электрической энергии, а 11 ИК - для технического учета электрической энергии.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на основе устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 и включающий в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр.

Первичные фазные 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 мощности на интервале усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков установленных в помещении релейных панелей и ЩСН I, II и III секций ОПУ по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД.

Информация с выходов счетчиков, установленных в ЩСН IV, V и VI секции насосной пожаротушения по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в шкафы конверторов, а затем через преобразователи интерфейса RS-485/FO и оптические кроссы передается по выделенным оптоволоконным линиям (ВОЛС) в УСПД.

В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутреннему каналу связи на верхний уровень системы (сервер БД), а так же отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В качестве внутренних каналов связи от ИВКЭ в ИВК АПИС КУЭ, установленного в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, используется два канала связи: основной и резервный. В качестве внутренних основных каналов связи используется выделенный канал связи (Ethernet) и коммутируемый канал связи по ВОЛС, а в качестве внутреннего резервного канала связи - сотовая сеть стандарта GSM.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД или АРМ операторов филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, по электронной почте.

АНИС КУЭ оснащена СОЕВ, созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35НУБ, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 16 мс. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД. Сличение времени сервера БД со временем сервера УСПД осуществляется при сеансе связи УСПД с сервером БД, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и сервера БД более чем на ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД выполняется каждые 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиком, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиков более чем на ± 1 с. Погрешность системного времени не превышает предел допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени, равный 5 с/сут.

Журналы событий счетчика 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.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 1

Счетчик

Счетчик

440000

440000

КТПН-10 0,4 кВ

Счетчик

Счетчик

Продолжение таблицы 1

Пож. насос рабочий

0,4 кВ

Хоз. нужды № 1 ПР 8503

Хоз. нужды ПР 8501

Счетчик

Счетчик

120

Счетчик

Энергия активная, W_P Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, W_P Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, W_P Энергия реактивная, W_Q

Календарное время I

Энергия активная, W_P

Энергия реактивная, W_Q Календарное время

Энергия активная, W_P

Энергия реактивная, W_Q Календарное время

Энергия активная, W_P

Энергия реактивная, W_Q Календарное время

• 3.  Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

• -  параметры сети для ИК № 1-4: диапазон первичного напряжения - (0,9  1,1)U_H1; диапазон силы первичного тока - (0,01 -s- 1,2)1_н1; коэффициент мощности coscp (sin<p) - 0,5

-s-1,0(0,6 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  параметры сети для ИК № 5-15: диапазон напряжения - (0,9  1,1)U; диапазон силы первичного тока - (0,05 -5- l,2)I_Hj; коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 -s- 1,0(0,6

0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  температура окружающего воздуха - от -30°С до +35°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

• -  параметры сети для ИК № 1-4: диапазон вторичного напряжения - (0,9 -с- 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 -с- 1,2)1_н2; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  параметры сети для ИК № 5-15: диапазон напряжения - (0,9  1,1)U; диапазон силы вторичного тока - (0,05  1,2)1нг; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,8

1,0(0,6); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;

• -  температура окружающего воздуха - от+18°С до +30°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -  параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1)Гц;

• -  температура окружающего воздуха - от +15°С до +25'С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

• 4.  Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 5.  Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на ПС 500 кВ «Хехцир» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=l68 ч.;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=24 ч.

Надежность системных решений:

• •  резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью АВР;

• •  резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование внутренних каналов передачи данных (УСПД - сервер БД или АРМ оператора).

Регистрация событий:

• •  журнал событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• • журнал событий УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• •  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчетчиков;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей;

• - испытательных коробок;

• - УСПД;

• - сервера БД;

• •  защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• -  установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 336 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25 °C, 2 года при 60 °C;

• •  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 40 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

• •  ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.