АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

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

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

• -  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 хранящихся в АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь » - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь » - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 (коррекция времени).

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (2 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенное к УСПД, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Источником времени для УССВ служит спутниковая система Global Positioning System (GPS). Измерение времени происходит автоматически, внутренними часами УСПД, счетчиков ИИК, сервера ИВК.

Часы УСПД синхронизированы с временем УССВ, погрешность синхронизации не более ± 2 с, сличение производится один раз в час. Сличение времени сервера АИИС КУЭ со временем УСПД выполняется с периодичностью 3 мин., корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сравнение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в сутки. Коррекция времени счетчика выполняется при расхождении с временем УСПД на ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» -«Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 приведена в паспорте-формуляре № ЭПК 110/06 - 1.003.ФО.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки № ЭПК 110/06 - 1.003МП».

Таблица 2. - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 и их основные метрологические характеристики

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

• 3. Нормальные условия:

• -  параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cos j = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 18 до плюс 35 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчики Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч, счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч ;

• -   сервер HP ProLiant DL360 коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

• -  УСПД RTU-325L параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

• -  УССВ среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

• - электросчетчик;

• - УСПД;

• - сервер.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);

• - сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по точке измерений составляет более 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 30 лет;

• - УСПД - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по каждой точке измерений не менее 60 суток; хранение информации при отключении питания не менее 3 лет;

• - сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).