АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (ТН) классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, Альфа А2 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии 0,5S и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии; СЕ303 класса точности 0,5S и 1,0 по ГОСТ Р 52322, 52323 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 2 (50 точек измерения).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на основе устройств сбора и передачи данных (УСПД) МИР УСПД-01 и каналообразующей аппаратуры.

• 3- й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, три сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ, расположенные в ОАО «Приморскуголь» (г. Владивосток), РУ «Новошахтинское» (пос. Новошахтинский), Артемовском РМУ (г. Артем), три устройства синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по измерительным цепям 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, 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 и нарастающим итогом на начало расчетного периода используется для формирования данных коммерческого учета.

Активная (реактивная) электроэнергия (средняя мощность) вычисляется автоматически, как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 4-14, 16-20, 27-32, 39, 41, 42 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Для ИК № 1-3, 15, 21-25, 34-38, 40, 43-49, 51-53 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхий уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом

Лист № 2 Всего листов 17 коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Информация из ИВК РУ «Новошахтинское » (пос. Новошахтинский) и ИВК Артемовского РМУ (г. Артем) передается в ИВК ОАО «Приморскуголь » (г. Владивосток) по корпоративной локальной вычислительной сети ОАО «Приморскуголь». Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД ИВК ОАО «Приморскуголь» (г. Владивосток) через каналы Интернет.

Система обеспечение единства времени (далее - СОЕВ) функционирует на всех уровнях иерархии АИИС КУЭ. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии. Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков, УСПД и сервера ИВК. Прием сигналов спутниковой навигационной системы GPS и выдача последовательного временного кода (информации о текущих значениях времени суток и календарной дате) обеспечивают радиочасы МИР РЧ-01

ПО ИВК периодически сверяет системное время сервера АИИС КУЭ с информацией, получаемой от радиочасов МИР РЧ-01. При превышении статистически накопленным расхождением порогового значения, выполняется коррекция времени сервера. В свою очередь, системное время сервера является источником синхронизации времени остальных технических средств АИИС КУЭ.

Синхронизация времени в ИВКЭ производится при превышении статистически вычисленной разницей времени между ИВК и ИВКЭ порогового значения. Пороговое значение для корректировки(синхронизации)   времени ИВКЭ и периодичность сверки времни

определяются настройками системы. Вычисление разницы времени между ИВК и ИВКЭ производится с учетом времени задержек в канале связи.

Корректировка времени в ИИК от ИВКЭ производится не чаще одного раза в сутки. Синхронизация времени счетчиков при прямом подключении к ИВК (при отсутствии ИВКЭ) производится от ИВК не чаще одного раза в сутки. Корректировка времени счетчиков производится с учетом задержек канала передачи данных.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ в нормальных условиях не превышает ±5,0 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, и величину корректировки времени в секундах, либо часы, минуты, секунды корректируемого устройства после выполнения синхронизации времени.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 3

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

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

• - атмосферное давление (100±4) кПа;

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

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

• - для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh^ диапазон

силы первичного тока -  (0,02  -  1,2)  1н₁; коэффициент мощности

cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

• - для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh₂; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;

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

• - атмосферное давление (100±4) кПа;

• - температура окружающего воздуха:

• - для счётчиков электроэнергии МИР С-03 от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии СЕ 303 от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии Альфа А2 от минус 40 до плюс 60 °C

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

• - для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

• - температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

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

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 25, 27-32, 34-49, 51-53 от 0 до плюс 40 °C.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на АО «Приморскуголь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    электросчётчик 1ЧИР С-03 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 290000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СE 303 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СЭТ-4ТM.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик Альфа А2 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120000 ч , среднее время восстановления работоспособности t в = 2 ч ;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности te = 1 ч.

Показатели надежности СОЕВ:

• - коэффициент готовности - не менее 0,95;

• - время восстановления - не более 24 часов Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;

• - журнал сервера БД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере БД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком и 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, параметрировании:

• - электросчетчика;

• - УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- устройств сбора и передачи данных (УСПД) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).