АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.

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.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (номер в Госреест-ре № 54083-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госре-естр СИ № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.

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.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (номер в Госреест-ре № 54083-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госре-естр СИ № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» версии 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Окончание таблицы 4

Примечания:

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

• 2   В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва

ла, соответствующие вероятности 0,95.

• 3   Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока (0,02 (0,05) - 1,2) Ih, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -   ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;

• -   счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

• -   УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

• -   ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

• -   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) Uh₁; диа

пазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 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 35 до плюс 35 °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;

• -   температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.

• 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 в ОАО «Черномортранснефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч , среднее время восстановления работоспособности t в = 2 ч ;

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -     ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    сервер HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее Тоб=261163, То_еп8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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;

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, параметри-ровании:

• -   электросчетчика;

• -   УСПД;

• -    сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -   электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -   УСПД (функция автоматизирована);

• -   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -   о результатах измерений (функция автоматизирована);

• -   о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• -   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -   сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-   УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии

по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-   Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).