АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1 представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему.

• 1- й уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1802RALQ-P4GB-DW-4 класса точности 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

• 2- й уровень включает в себя измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 002367) и технические средства приема-передачи данных.

• 3- й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (БД) ИВК расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».

Измерительные каналы АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1

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

Лист № 2 Всего листов 10 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 интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр ПА26) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325 производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера базы данных ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в базу данных ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.

Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры ПА18, ПА21).

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой программного обеспечения (ПО) «Альфа-Центр» на автоматизированных рабочих местах (АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1 синхронизация часов УСПД RTU-325 производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325, а от них - и счетчики АЛЬФА А1800, подключенных к УСПД RTU-325. В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Сверка показаний часов УСПД RTU-325 с УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка часов УСПД RTU-325 осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сверка часов счетчиков с часами УСПД RTU-325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени часов осуществляется при расхождении часов счетчика и УСПД RTU-325 на величину ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий

Комплектность АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1 определяется проектной документацией на создание первоначальной и добавленной частей АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» с Изменением № 1 представлена в таблице 3.

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (первый уровень) и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведе

ны границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .

• 2.    Нормальные условия эксплуатации:

• -     параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -     параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U_h; диапазон силы тока -

(1,0 - 1,2)1_н; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -     температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до

50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

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

• -     атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

• 3.     Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• -     параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 — 1,1)U_h1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1_н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

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

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

• -     атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для электросчетчиков:

• -     параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 — 1,1)U_h2; диапазон силы

вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) — 1,2)I_h2;  диапазон коэффициента мощности

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

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

• -     температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 65°С;

• -     относительная влажность воздуха - (40-60) %;

• -     атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

• -     температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

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

• -     атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

• 4.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 77462001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электрической энергии и в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• •     электросчетчик АЛЬФА А1800- среднее время наработки на отказ не менее Т₀= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Т_в=168 ч.;

• •     компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т₀=55000 ч., среднее время восстановления работоспособности Т_в = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

К_Г__АИИС = 0,991 - коэффициент готовности;

Т_О__АИИС = 9687 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

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

• •     Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• •     Ремонтопригодность;

• •     Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• •     Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

• •     Резервирование элементов системы;

• •     Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

• •     Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• •     журнал событий счетчика:

• -     попытки несанкционированного доступа;

• -     связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• -     изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• -     отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• -     перерывы питания.

• •    журнал событий иВКЭ:

• -     ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

• -     ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

• -     установка текущих значений времени и даты;

• -     попытки несанкционированного доступа;

• -     связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• -     перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

• -     изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• -     отключение питания.

• •     журнал событий иВК:

• - даты начала регистрации измерений;

• - перерывов электропитания;

• - программных и аппаратных перезапусков;

• - установка и корректировка времени;

• - переход на летнее/зимнее время;

• - нарушение защиты иВК;

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

Защищенность применяемых компонентов:

• •     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     привод разъединителя трансформаторов напряжения;

• -     клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

• -     корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

• •  защита информации на программном уровне:

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

• -     установка пароля на счетчик;

• -    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

• -    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

• •     электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• •     ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

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