АИИС КУЭ МП «ГЭС» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ МП «ГЭС» решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

• -   периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический

сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• -  автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

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

• -  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ МП «ГЭС» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ МП «ГЭС»;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ МП «ГЭС»;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ МП «ГЭС» (коррекция времени).

АИИС КУЭ МП «ГЭС» включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК), которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (43 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000», каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства при-

Лист № 2 Всего листов 11 ема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ -ность как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

- 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;

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

На всех уровнях АИИС КУЭ ведутся журналы событий, в которые заносятся данные самодиагностики устройств, аварийные сообщения, ошибки, попытки несанкционированного доступа и другие оперативные данные технического состояния устройств.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ является средством измерений времени, которое выполняет законченную функцию измерений времени и имеет нормированные метрологические характеристики.

Измерение времени происходит автоматически, внутренними часами счетчиков ИИК, УСПД ИВКЭ и серверов ИВК. Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем СОЕВ.

Синхронизация времени УСПД со спутниковой системой глобального позиционирования обеспечивается по сигналам точного времени, принимаемым GPS-приемником УСПД «ЭКОМ-3000» ПС «Ханты-Мансийская». Сличение времени GPS со временем УСПД регулярное, погрешность синхронизации не более ± 0,2 с.

Сличение времени сервера БД с временем УСПД «ЭКОМ-3000» ПС «Ханты-Мансийская» осуществляется при каждом сеансе связи и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД и УСПД ± 1 с.

Сличение времени УСПД ПС «Самарово» с временем сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи и коррекция его времени выполняется при расхождении времени сервера БД и УСПД ± 1 с.

УСПД ПС «Пойма» и ПС «АБЗ» производят синхронизацию времени со

Лист № 3 Всего листов 11 спутниковой системой глобального позиционирования с помощью собственных встроенных модулей GPS-приемников.

Счетчики ПС «Самарово», ПС «Ханты-Мансийская», ПС «Пойма» и ПС «АБЗ» по второму интерфейсу RS-485 подключены к УСПД «ЭКОМ-3000» АИИС КУЭ Нефтеюганских ЭС, которое выполняет сравнение времени УСПД с временем счетчиков при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ± 1 с.

Синхронизация времени УСПД АИИС КУЭ Нефтеюганских ЭС производится от сервера БД ЦСОД АИИС КУЭ Нефтеюганских ЭС. Сличение времени этих УСПД с временем сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи: корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении с временем сервера БД ± 1 с.

В состав СОЕВ АИИС КУЭ Нефтеюганских ЭС входит сервер синхронизации времени «ССВ-1Г», зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39485-08, который обеспечивает синхронизацию времени сервера БД ЦСОД АИИС КУЭ Нефтеюганских ЭС со спутниковой системой глобального позиционирования.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ МП «ГЭС»не превышает ±5 с.

При длительном нарушении работы канала связи между счетчиками и вышестоящими уровнями возможно считывание данных через оптический порт счетчика с помощью инженерного пульта с дальнейшим переносом этих данных в базу данных ИВК. При снятии данных со счетчика с помощью инженерного пульта также производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счетчика.

Комплектность АИИС КУЭ МП «ГЭС» приведена в формуляре № 55181848.422222.215 ФО.

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ МП «ГЭС » и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП «ГЭС ». Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ МП «ГЭС » и их основные метрологические характеристики

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия:

• -  параметры сети: напряжение: от 0,98-U_HOM до 1,02-U_HOM; ток: от 1,0-1_ном до 1,2-1_ном, cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4. Рабочие условия:

• -  параметры сети: напряжение: от 0,9-и_ном до 1,1-и_ном; ток: от 0,02-1_ном до 1,2-1_ном (для ИК № 99 ток: от 0,05-1_№м до 1,2-1_№м);

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,02 1_ном (I = 0,05 1_ном для ИК № 99) cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 25 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

• - УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

• - сервер HP Proliant коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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; выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

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 состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

• - УСПД - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 10 Всего листов 11