АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему < централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 2( измерительных каналов (далее - ИК), 5 измерительно-вычислительных комплексов электроустаново] (ИВКЭ) и 2 информационно-вычислительных комплексов (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 i единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданно! дискретностью учета (30 мин);

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

• - передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состояни! объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рыпк электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных о несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

Всего листов Ц

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) классов точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (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 (26 точек измерений).

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С70», устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (5 центров сбора).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ГТП «ОАО «НЭСК» -г. Тихорецк», включающий в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

• 4- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОД АИИС КУЭ ОАО «НЭСК», включающий в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

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 1 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 1 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 выделенным проводным линиям связи интерфейса RS485 поступает на вход УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному или резервному каналам сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы (сервер ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На объектах, где УСПД отсутствует, цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным проводным линиям связи интерфейса RS-485, преобразователь интерфейсов RS-485/RS-232 и GSM-модемы передается по внутренним основному или резервному каналам сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы (сервер ИВК).

На третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с

энергообъектов по ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Тихорецк», в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве внешнего резервного канала связи может быть использована коммутируемая телефонная линия.

На верхнем - четвертом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, получаемой с филиалов ОАО «НЭСК», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных докумен тов. 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 может быть использована коммутируемая телефонная линия.

Для организации информационного взаимодействия между ИКМ «Пирамида» и АРМ операторов коммерческого учета субъекта ОРЭ используется (основной) выделенный канал связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации времени УСВ-1, подключенных к УСПД ИВКЭ и серверам ИВК по интерфейсу RS-232. УСВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСВ GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более 0,5 с.

В ИВК коррекция времени выполняется по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-1 (зав. № 1044), один раз в 1 с при расхождении времени равного ± 1 с.

Внутреннее время УСПД ИВКЭ синхронизируется со временем устройств синхронизации времени, установленных на уровне ИВКЭ, по сигналам единого календарного времени один раз в 2 с при расхождении времени равного ± 1 с. В случае, если время УСПД, установленного на объекте, не синхронизировано со временем УСВ ИВКЭ, сервер ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Тихорецк» автоматически осуществляет коррекцию времени УСПД. Сличение времени УСПД со временем сервера ИВК один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера ИВК и УСПД равного ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию внутреннего времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков выполняется при расхождении со временем УСПД равного ± 1 с.

На объектах, где УСПД отсутствует, сервер ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Тихорецк» осуществляет коррекцию времени счетчиков. Корректировка времени в момент синхронизации счетчика осуществляется от сервера автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и сервера равного ± 2 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера ИВК один раз в сутки.

Абсолютная погрешность измерений времени СОЕВ не превышает предела абсолютной суточной погрешности измерения текущего времени, равного ± 5 с/сут.

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.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 2

Таблица 2- Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

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

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

Продолжение таблицы 1

Окончание таблицы 1

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 4-1,01) Uhom; ток (1 4- 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; УСПД 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. 0,5, TH кл.т. 0,5; счетчик кл.т. 0,5S/l,0: напряжение (0,9 -J-1,1) Uhom; ток (0,05 4-1,2) Ihom; coscp = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха: TH и ТТ от -20 до + 45 °C, для счетчиков от -15 до + 45 °C; для УСПД от -10 до + 35 °C; для сервера ИВК от + 15 до 4-25 °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 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 на ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч.;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч., среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

• •  резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью источников бесперебойного питания;

• •  резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование электрического питания серверов ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование внутренних каналов передачи данных ИК - ИВК (счетчик - серверы ИВК);

• •  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 по 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.