АИИС КУЭ ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «PH-Энерго») представляет собой многоуровневую территориально-распределенную информационноизмерительную систему.

• 1- й уровень - информационно измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно, и счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа 1800 класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии, и 0,5 и 1,0 соответственно по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1 (6 измерительных каналов).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), представляющий собой УСПД на базе промышленных контроллеров «RTU-325».

• 3- й уровень (ИВК) - включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала на базе IBM PC совместимых компьютеров и специализированное программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов 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.

Счетчики снабжены импульсными каналами, основным и дополнительным цифровыми интерфейсами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти счетчиков. По запросу с УСПД сохраненные данные поступают в цифровом виде по цифровым каналам связи на входы УСПД, где осуществляется хранение и накопление полученных от счетчиков данных.

Передача данных с УСПД на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ) осуществляется автоматически по запросу программного обеспечения (ПО) «Альфа

3 ЦЕНТР». ПО «Альфа ЦЕНТР» обеспечивает обработку и пересчет данных с учетом коэффициента трансформации на сервере АНИС КУЭ, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера АНИС КУЭ, ведение оперативного контроля средней (получасовой) мощности, осуществляет передачу данных в смежные системы. Передача результатов измерений в энергоснабжающую организацию осуществляется в автоматическом режиме по волоконно-оптической линии связи.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) состоит из шкалы времени устройства синхронизации времени (УСВ), собственных часов УСПД, сервера и таймеров счетчиков. УСВ подключается к серверу ИВК и обеспечивает ежесуточную коррекцию времени сервера, УСПД и таймеров счетчиков при достижении заданного расхождения. Синхронизация времени в системе от GPS приемника, встроенного в УСВ, для сервера происходит не реже, чем 1 раз в час, от сервера к УСПД происходит не реже, чем 1 раз в 30 минут, синхронизация времени в счетчике от УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка времени на счетчиках проводится автоматически при рассогласовании времени счетчиков со временем УСПД более чем на 2 с. Корректировка времени в УСПД проводится автоматически при рассогласовании времени в собственных часах УСПД со временем сервера более чем на 1 с. Корректировка времени в сервере проводится автоматически при рассогласовании времени сервера и УСВ более чем на 1 с. Погрешность системного времени не превышает 5 с.

Журналы событий счетчиков 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.

Комплектность АИИС КУЭ ООО «PH-Комсомольский НПЗ» (ООО «РН-Энерго») 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 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения 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 ъ 1,02) Uhom; ток (1 ч- 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

• •  температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4. Рабочие условия:

• •  параметры сети: напряжение (0,9 э- 1,1) Uhom; ток (0,05-ь 1,2) 1ном; 0,5 инд.<соз(р<0,8 емк.

• •  допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до

+ 55°С, для счетчиков от минус 40 °C до +65 С; для сервера от +15 °C до +50 °C; для УСПД от минус 40 °C до + 85 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °C;

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

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена счетчиков электрической энергии на аналогичные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ООО «PH-Комсомольский НПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик (параметры надежности Т = 120000 ч tB = 2 ч);

• - УСПД (параметры надежности Т = 100000 ч, tB = 168 ч);

• - сервер (параметры надежности Кг = 0,99, tB = 1 ч);

• - УСВ-1 (в составе СОЕВ) (параметры надежности Т = 35000 ч, tB = 2 ч)

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва (АВР);

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в энергоснабжающую организацию с помощью электронной почты и телефонной сети общего пользования;

• - в журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ:

• - возможность съема информации со счетчика автономным способом;

• - возможность получения параметров удаленным способом;

• - визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

• - наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - информации:

• - при передаче:

• - результатов измерений (возможность использования цифровой подписи);

• - при параметрировании:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер;

• - конфигурирование и настройка параметров АПИС КУЭ.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации

• - состояний средств измерений (функция автоматизирована);

• - результатов измерений (функция автоматизирована);

Цикличность:

• - измерений:

• - 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);

• - сбора:

• - 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации (профиля):

• - электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

• - УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет.

• - ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).