АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно - вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ)и информационно - вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» 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.);

Лист №2 Всего листов 15

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

• - передача в ИВК Альфа ЦЕНТР результатов измерений;

-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии 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

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

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

• 1- й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа A1802RAL-P4-GB-DW-4, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), A1805RAL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и 1 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); A1805RL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и 1 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»;

• 3- й - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), Сервер БД ИВК расположен в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада.

Цифровые счетчики производят измерения максимальной мощности по заданным видам энергии, измерения значений тока и напряжения. Усреднение мощности происходит на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325H производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. 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 ПО Альфа ЦЕНТР, установленное на сервере БД ИВК, формирует и отсылает файл в формате XML, содержащий информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры П_А18, П_А2]).

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой ПО Альфа ЦЕНТР на АРМ пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» синхронизация времени производится от GPS (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325H. УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325H. Синхронизация времени

Лист №3 Всего листов 15 счетчиков А1800 производится от УСПД RTU.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность системного времени не превышает ± 5 секунд. Сличение времени УСПД RTU-325H со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД RTU-325H осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УСПД RTU-325H на величину ± 2 с.

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

Лист №4

Всего листов 15

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

• 2. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos<p=0,5 (sin<p=0,87) и токе ТТ, равном 2% от 1ном.

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

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

• — параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 + 1,01)Uh; диапазон силы тока - (1,0  1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosy (sinу) - 0,87(0,5);

частота - (50 -е- 0,5) Гц;

• — температура окружающего воздуха: ТТ-от -40°С до +50°С; TH - от -40°С до +50°С; счетчиков - от +21 °C до +25 °C по ГОСТР 52323-2005, от +18°С до +22°С по ГОСТ26035-83; УСПД-от +15°Сдо +25°С;

• — относительная влажность воздуха - (70+5) %;

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

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

• — параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 l,l)U_Hl; диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cosy(sin у) -

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

~ температура окружающего воздуха - от+5 °C до +35 °C;

~ относительная влажность воздуха - (70+5) %;

~ атмосферное давление - (750+30) ммрт.ст.

для электросчетчиков:

• — параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)U„₂; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos<p=l) + 1,2)1 „₂

• — диапазон коэффициента мощности cos <р (sin ср) - 0,5 + 1,0 (0,6 0,87); частота - (50 + 0,5) Гц;

~ магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

~ температура окружающего воздуха -от +15 °C до +30 °C;

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

• — атмосферное давление - (750+30) ммрт.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 +30°С;

• — относительная влажность воздуха - (70+5) %;

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

• 5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чему перечисленных в Таблице 1, У СП Дна однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» - порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

• • компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т_о=4О ООО ч., среднее время восстановления работоспособности Т_в = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС в целом:

К_г диис⁼ 0>996 - коэффициент готовности;

Т₀_аиис ⁼ 1586 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.