АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту- ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту-Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), который включает в себя сервер сбора и хранения баз данных (далее по тексту - сервер), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера используется компьютер на базе серверной платформы HP Proliant DL160 G6 с программным обеспечением «ISKRAMATIC SEP2W».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - выполнение измерений 30-мин. приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

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

• - обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;

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

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

• - предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны программно-аппаратного комплекса Коммерческого оператора (ПАК КО);

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

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

• - конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Измерения активной и реактивной электроэнергии основаны на преобразовании тока и напряжения с последующим измерением и интегрированием по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точки измерения) за получасовой интервал времени и приведением фактических измеренных величин к действительным значениям путем масштабирования (перемножения на коэффициенты трансформации трансформаторов). Преобразование тока и напряжения осуществляется при помощи измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. Измерение и интегрирование по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) осуществляется при помощи счетчиков серии МТ (Госреестр № 23306-02, модификация MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2, далее по тексту-МТ851) с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающих измерительные сигналы, которые используют для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения, передачи и отображения данных об электроэнергии. Конечная информация для целей учёта электроэнергии, потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ), происходит на сервере в программном комплексе АИИС КУЭ путем умножения измеренных счетчиком значений (именованных величин) за учётный период на коэффициенты трансформации ТТ (КТТ) и ТН (КТН).

ТТ и ТН, включенные в цепи нагрузки, приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. Аналоговые сигналы от ТТ и ТН поступают на счетчики электроэнергии серии МТ851.

Счетчики серии МТ851 измеряют с привязкой к единому календарному времени мгновенные значения следующих физических величин: активной, реактивной и полной мощности, обеспечивают учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии и ведение «Журнала событий», а так же измеряют календарное время и интервалы (промежутки) времени.

Счетчики серии МТ851 ведут восьмиканальный независимый массив профиля мощности с программируемым временем интегрирования 30 мин для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Интервал времени интегрирования активной и реактивной мощности прямого и обратного направления в счетчиках серии МТ851 установлен равным 30 мин.

Измеренные величины активной и реактивной мощности прямого и обратного направления автоматически записываются в энергонезависимую память массивов профилей мощности счетчиков серии МТ851.

Данные со счетчиков серии МТ851 передаются по запросам на сервер. Прием запросов и передача данных со счетчиков производится посредством проводных линий связи по интерфейсу RS-485. Идентификация счетчиков серии МТ851 осуществляется по индивидуальному сетевому адресу. Для получения информации со счетчиков, сервер через модем формирует запрос на терминал типа P2S, терминал в свою очередь перенаправляет запрос на счетчик с нужным адресом. Сервер является ведущим, а счетчики серии МТ851- ведомыми при опросе. Сервер автоматически, в заданные интервалы времени, производит опрос счетчиков серии МТ851. Сразу по поступлению данных измерений и записей «Журналов событий», они записываются в базу данных сервера, которая сохраняется на жесткий диск сервера.

Сервер посредством программы «SEP2 DbManager», входящей в программный пакет «Iskramatic SEP2W», приводит фактические измеренные величины к действительным значениям путем масштабирования (перемножения на коэффициенты трансформации) и сохраняет действительные значения в базе данных сервера.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера осуществляется через сеть Ethernet. Информация передается автоматически по запросам, поступающим с АРМ операторов. По каналам сети Интернет обеспечивается передача информации Коммерческому оператору, региональный филиал ОАО «СО ЕЭС » и заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Результаты измерений и состояние средств измерений (журналы счетчиков) по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице 2.2, организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК ГУП «ЛПЗ» в виде XML-макетов 80020 и 80030, и записываются в общий сервер объединенной базы данных ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ».

АРМ энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ» и формирует отчеты в формате XML, подписывает ЭЦП и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Синхронизация (коррекция) часов в АИИС КУЭ осуществляется программным способом по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию шкалы времени сервера и коррекцию часов счётчиков по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10).

При реализации этого алгоритма специальная программа «Программный модуль УСВ», установленная на ИВК, в соответствии с заданным расписанием (не менее 1 раза в 5 секунд), производит отправку запросов на получение значения точного времени от УСВ-2, проверяет системное время ИВК и при расхождении производит коррекцию шкалы времени сервера.

Синхронизация (коррекция) часов счетчиков производится программой SEP2 Collect по отдельному расписанию. ИВК посылает специальный запрос на конкретный счетчик. Получив ответ, ИВК вычисляет разницу во времени между своими часами (системным временем) и часами счетчика. В случае, если расхождение показаний часов превышает ±1 с, производится коррекция часов счётчика. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2.1

Продолжение таблицы 2.1

Продолжение таблицы 2.1

Перечень измерительных каналов ( диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде XML-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ» приведен в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде XML-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных

ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ»

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;

• - сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cosj=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети 0,9^/Uhom до 1,1-Uhom;

• - сила тока от 0,05 1ном до 1,2 Ihom;

• - температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

• - для P2S от 0°С до плюс 50°С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001.

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной энергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчиков электроэнергии МТ851- среднее время наработки на отказ не менее

• 1 847 754 часов;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее 20 000 часов.

• - УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов.

• - терминал связи Iskraemeco POREG P2S - среднее время наработки на отказ не менее

• 2 196 237 часов.

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

• - для счетчиков Тв < 168 часов;

• - для сервера Тв < 1 час;

• - для СОЕВ Тв < 168 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• - фактов параметрирования;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии МТ851 - профиль мощности при времени интегрирования 30 мин- 94,2 сут.;

• - ИВК-хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений при отключении питания - не менее 5 лет.