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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• •  измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• •  периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени 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;

• •  передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

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

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

• •  диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• •  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

• 1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии Альфа класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 в ГР № 31857-06 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (3 точки измерения).

• 2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройства сбора и передачи данных RTU 325 в ГР №37288-08, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Лист № 2 Всего листов 7

• 3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML370, с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», УСПД RTU 327 в ГР№41907-09, GPS- приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Compaq D530, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и

программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение по точкам измерения, перечисленным в таблице № 2, а так же по точкам измерения, которые входят в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (ГР № 47435-11).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 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.

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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации   по подключенным к

УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с УСПД RTU 325 поступают на УСПД RTU 327 и сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS- приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД RTU 327 осуществляет коррекцию времени сервера, УСПД RTU 325, счетчиков. Сличение времени УСПД RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±0,01 с. Сличение времени УСПД RTU 327 с временем УСПД RTU 325  осуществляется

каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 осуществляется каждые 30, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Лист № 3

Всего листов 7

Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») приведена в таблице№3.

Таблица№3

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 2

Лист № 4

Всего листов 7

Таблица 2

Примечания:

Лист № 5 Всего листов 7 для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S   по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению

(измерительному каналу) .

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов: Электросчётчик Альфа:

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =120000 часов,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

Сервер: среднее время наработки на отказ не менее Тср = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более te = 6 ч; Трансформатор тока (напряжения):

• - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

• - среднее время восстановления работоспособности не более t_E = 2 ч; УСПД RTU 325 (RTU 327):

• - среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =100000ч,

• - средний срок службы, -30 лет; 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 с помощью электронной почты. Регистрация событий:

в журнале счётчика:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция времени; в журнале 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;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки; -УСПД;

• - сервера;

• • защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счётчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер; Глубина хранения информации:

Лист № 6

Всего листов 7

- электросчетчики Альфа - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 5 лет.

-УСПД RTU 325 (RTU 327) - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.