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

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих автоматизированных функций:

• - выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - вычисление и представление результатов измерений за выбранный отчетный период по отдельным измерительным каналам (ИК) и группам точек измерений;

• - вычисление потребленной электрической мощности по отдельным объектам, усредненной за выбранный интервал;

• - хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

• - ежесуточное резервирование баз данных на внешних носителях;

• - разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

• - предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны интегрированной автоматизированной системы управления коммерческим учетом ОАО «АТС» в соответствии с процедурой контрольного доступа и форматом запроса данных;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИ-ИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Каждый ИК состоит из трансформаторов напряжения и тока, счетчика электроэнергии, оборудования приема-передачи, коммутационного оборудования, АРМ и серверов.

Первый уровень АИИС КУЭ (аппаратное оборудование НПС), включает:

• - оборудование информационно-измерительных комплексов (ИИК): измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, микропроцессорные счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанные в таблице 2;

• - оборудование приёма-передачи информации: шлюз-концентратор, коммутатор Ethernet, маршрутизатор, спутниковый модем (с тарельчатой антенной), модем коммутируемый;

• - вспомогательное оборудование: источник бесперебойного питания, переключатель ре-

зервного питания, средства защиты от импульсных помех и перенапряжений информационных линий, блок питания, вводные автоматы защиты и коммутационное оборудование, средства компоновки и защиты оборудования (шкаф) и аппаратура термоконтроля.

Данный уровень осуществляет полный цикл автоматического сбора привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии в точках измерений с заданной дискретностью измерений (30 минут), хранение и передачу информации на верхний уровень АИИС КУЭ.

Второй (верхний) уровень АИИС КУЭ включает в себя «Центр сбора и обработки данных» ОАО «АК «Транснефть» и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ).

Аппаратное оборудование «Центра сбора и обработки данных»:

- серверное оборудование , обеспечивающее сбор , обработку , хранение данных и формирование отчётных документов: серверы управления (Master-Converge, основной и резервный), сервер управления кластерами БД, серверы базы данных (Oracle, основной и резервный), серверы опроса, аппаратура резервного копирования - ленточная библиотека, устройства синхронизации системы единого времени УССВ, серверы SQL (Web-доступ пользователей, БД), система хранения данных, контроллер управления, дисковый накопитель, коммутатор;

• - оборудование приёма-передачи информации, обеспечивающее приём и выдачу информации: маршрутизатор, модемный пул;

• - оборудование АРМ эксплуатирующего персонала, включающее: персональный компьютер, монитор, клавиатуру, мышь, источник бесперебойного питания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.

Состав измерительной информации на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи (интерфейс RS485) поступает на шлюз-концентратор и через сети передачи данных ОАО «Связьтранснефть» передается в сервер «Центра сбора и обработки данных» ОАО «АК «Транснефть» (г. Москва).

На верхнем (втором) уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации - вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Пользователям «АК «Транснефть» и ОАО «Сибнефтепровод» предоставляется Веб-доступ к результатам измерений. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию системных часов компонентов измерительной системы с единым календарным временем, установленным для часового пояса города Москвы.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

Перечень ИК, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, представлен в Таблице 2.

Таблица 2. Состав ИК АИИС КУЭ

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

Все средства измерений, являющиеся компонентами ИК АИИС КУЭ, внесены в Государственный реестр средств измерений Российской Федерации.

ИИК обеспечивает автоматическое проведение измерений в точке измерений. Метрологические характеристики ИИК определяются классом точности ТТ, ТН, счетчиков и сопротивлением кабельных линий от ТТ и ТН до счетчиков.

Средства передачи и хранения данных, входящие в состав АИИС КУЭ, метрологической поверке не подлежат.

В Таблице 3 приведены основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Число ИК АИИС КУЭ - 10.

Число АРМ пользователей - 5.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательной коробки, сервера БД;

• - защита информации на программном уровне: результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи), установка пароля на счетчик, установка пароля на сервер БД.

Глубина архивирования данных по точкам измерений: получасовые приращения электроэнергии - не менее 18 месяцев, суточные - не менее 3 лет, месячные - не менее 5 лет.

Предел допускаемой погрешности системных часов сервера БД не превышает ± 5 с.

Предел допускаемого рассогласования системных часов сервера БД и встроенных часов счетчиков электроэнергии не превышает ± 5 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности передачи измерительной информации от счетчика на сервер БД не превышает ± 1 единиц младшего разряда.

Условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - l,l) UH1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1_Ш; коэффициент мощности cosф от 0,5 инд. до 0,8 емк.; частота (50 ± 0,2) Гц;

• - параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от минус 5 °С до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха (70 ± 5) %; атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) UH2; диапазон силы вторичного тока (0,05 - 1,2) 1_Н2; коэффициент мощности cosф от 0,5инд. до 0,8емк.; частота (50 ± 0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от минус 20 °С до плюс 30 °С; относительная влажность воздуха от 40 до 60 %; атмосферное давление (750 ± 30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение (220 ± 22) В; частота (50 ± 0,2) Гц;

• - параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от плюс 15 °С до

плюс 25 °С; относительная     влажность воздуха (70 ± 5) %; атмосферное давление

(750 ± 30) мм рт.ст.

Режим эксплуатации - непрерывный

Параметры надежности:

Средняя наработка на отказ блоков верхнего уровня не менее 45000 ч. при круглосуточной работе; Средний срок службы АИИС КУЭ - 20 лет.