АИИС КУЭ выполнена на базе информационно-вычислительного комплекса «ИКМ-Пирамида», зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений под № 4257010.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

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

• - передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ПС «ВОЛНА» ЗАО «Таманьнефтегаз» - участникам оптового рынка электроэнергии;

• - 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 (синхронизация времени).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «СЭТ -4ТМ 0.3М» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электро-энергиии 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС «ВОЛНА» ЗАО «Таманьнефтегаз», указанных в таблице 2 (15 точек измерения);

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 28822 -05, технические средства приема - передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Изменение параметров и настроек программного обеспечения СИКОН С70 осуществляется через пароль, установленный уполномоченным представителем ОАО «Кубаньэнерго»;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, Госреестр № 41681-10, автоматизированное рабочее место (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, её обработку и хранение.

АРМ ИВК представляет собой переносной персональный компьютер (Notebook), с установленным программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000. Мобильный АРМ», подключенный к ЛВС предприятия и считывающий данные об энергопотреблении с СБД по сети Ethernet.

СБД представляет собой специализированный промышленный сервер «ИКМ-Пирамида», с установленным программным обеспечением «Пирамида 2000. Сервер».

Перечень измерительных каналов (ИК), входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединения, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, и номеров регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 2.

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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности, без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 (кабель типа Belden 3107A- экранированные витые пары) поступает в УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВтч,(квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН - а также её накопление и передача на СБД по проводным линиям связи.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2. СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени измеряемого компонентами АИИС КУЭ - счетчиками электрической энергии, УСПД и сервером. Синхронизация времени, измеряемого сервером, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых УСВ-2 от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время, измеряемое УСПД, синхронизируется относительно времени, измеряемого сервером, а время, измеряемое счетчиками электроэнергии - относительно времени измеряемого УСПД. Корректировки производятся если разность измеряемого соответствующими компонентами АИИС КУЭ времени превышает ± 1 с.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов АИИС КУЭ.

Рисунок 1 Общий вид счетчиков электрической энергии АИИС КУЭ

Рисунок 2 Общий вид мобильного АРМ АИИС КУЭ

Рисунок 3 Общий вид сервера баз данных АИИС КУЭ

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 . Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов

ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Примечания:

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

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

Для электросчетчиков:

• - параметры сети для ИК: напряжение - (0,9 + 1,1)-U_h2; сила вторичного тока -(0,01 - 1,2)-1_и2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -(50 ± 0,15) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +25°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.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС «ВОЛНА» ЗАО «Таманьнефтегаз» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Число измерительных каналов АИИС КУЭ                                15 шт.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

хода часов АИИС КУЭ                                                ± 5 с.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• •  счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• •  УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• •  УСПД (СИКОН С70) - среднее время наработки на отказ не менее 70000часов;

• •  «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика Тв < 2 часа;

• •  для УСПД Тв < 2 часа;

• •  для сервере Тв < 1 час;

• •  для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• •  для модема Тв < 2 часа.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• •  клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• •  панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков электроэнергии защищены механическими пломбами;

• •  наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках электроэнергии, сервере и АРМ;

• •  организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• •  защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• •  фактов параметрирования счетчика электроэнергии;

• •  фактов пропадания напряжения;

• •  фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени (функция автоматизирована):

• •  в счетчиках;

• •  в УСПД ;

• •  в сервере.

Глубина хранения информации:

• •  счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

• •  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 5 лет;

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