АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 28 измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) и центрального информационно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

• - периодический (один 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 результатов

ЛИС I z Всего листов 11 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, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), и выделенные линии связи, установленных на объектах, указанных в таблице 1 (28 точек измерений).

• 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройство сбора и передачи данных УСПД на базе «RTU-327», устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (1 центра сбора).

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, находящийся в ЦСОИ ООО «Газпром трансгаз Ухта», и включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (Г IO).

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 преобразуют 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 времени усреднения 30 мин.

. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS485 (ПС «Ростилово»), и через GSM модем ( ПС «Новогрязовецкая») поступает на вход УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на энергообъекте КС-17 «Грязовец», где 2

ЛИСТ J№ Э Всего листов 11 осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности резервное копирование, формирование и храпение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ персонала, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве резервного канала связи использована коммутируемая телефонная линия.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «RTU-327» осуществляется раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков EA05RAL-P1B-3 и A1805RL-P4G-DW-4 с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Допускаемая нестабильность времени счетчика в нормальных А = ±0,5 ,

условиях ^сч ’ с/сут, уход времени счетчиков на интервале времени сличения счетчиков и УСПД (в нормальных условиях) не превышает ±0,5 с. Таким образом, погрешность системного времени не превышает ±5 с.

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.

Всего листов 11

Комплектность АИИС КУЭ КС-17 «Грязовец» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ

лист J4H J

Всего листов 11

ЛИСТ J№ О

Всего листов 11

JIMC I’JVl /

Всего листов 11

ЛИС Т Л" d Всего листов 11

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,99 + 1,01) Uhom; ток (1 + 1,2) Ihom; cosip = 0,87 инд.; частота - (50 + 0,15) Гц;

• - температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от -40°С до +50°С; счетчиков - от +18°С до +25°С; УСГ1Д и сервера ИВК - от +15°С до +25°С;

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

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,2S, TH кл.т. 0,2; счетчик кл.т. 0,5S/l,0 (по ГОСТ 30206; ГОСТ 26035): напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02 + 1,2) Ihom; cosip = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5, TH кл.т. 0,2; счетчик кл.т. 0,5S/l,0 (по ГОСТ 30206; ГОСТ 26035): напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05 + 1,2) Ihom; cosip = 0,8 инд.; частота - (50 + 0,4) Гц;

• - параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5, TH кл.т. 0,5; счетчик кл.т. 0,5S/l ,0 (по ГОСТ 30206; ГОСТ 26035): напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05 + 1,2) Ihom; cosip = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,2S, TH кл.т. 0,5; счетчик кл.т. 0,5S/l ,0 (по ГОСТ Р 52323; ГОСТ 26035): напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02 + 1,2) Ihom; cosip = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха: TH и ТТ от -35 до + 30 °C, для счетчиков от -10 до + 30 °C; для УС11Д от -10 до + 30 °C; для сервера ИВК от + 15 до +25 °C;

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

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

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

Всего лис гон I I

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  электросчетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т 120 000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч.;

• - электросчетчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т ~ 50 000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч.;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч., среднее время восстановления работоспособности tB = 1 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 серверов ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование внутренних каналов передачи данных ИВКЭ - ИВК (УСПД серверы ИВК);

• •  резервирование внешних каналов передачи данных ИВК - организации-участники оптового рынка электроэнергии.

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 напряжения;

• - испытательных коробок;

• - УСПД;

• - серверов ИВК;

• •  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 35 сут.;

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

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

Всего листов 11