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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2 (13 точек измерения).

• 2- й уровень (для ИК № 1-4) - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) МИР РЧ-01 и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ для ИК № 1-4. Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ для ИК № 6-14.

Первичные 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 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 и нарастающим итогом на начало расчетного периода используется для формирования данных коммерческого учета.

Активная (реактивная) электроэнергия (средняя мощность) вычисляется автоматически, как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 1-4 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. Для ИК № 6-14 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхий уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД ИВК АО «Шахтоуправление Восточное» через каналы Интернет.

Система обеспечение единства времени (далее - СОЕВ) функционирует на всех уровнях иерархии АИИС КУЭ. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии. Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков, УСПД и сервера ИВК. Прием сигналов спутниковой навигационной системы GPS и выдача последовательного временного кода (информации о текущих значениях времени суток и календарной дате) обеспечивают радиочасы МИР РЧ-01.

ПО ИВК периодически сверяет системное время сервера АИИС КУЭ с информацией, получаемой от радиочасов МИР РЧ-01. При превышении статистически накопленным расхождением порогового значения, выполняется коррекция времени сервера. В свою очередь, системное время сервера является источником синхронизации времени остальных технических средств АИИС КУЭ.

Синхронизация времени в ИВКЭ (для ИК № 1-4) производится при превышении статистически вычисленной разницей времени между ИВК и ИВКЭ порогового значения. Пороговое значение для корректировки (синхронизации) времени ИВКЭ и периодичность сверки времни определяются настройками системы. Вычисление разницы времени между ИВК и ИВКЭ производится с учетом времени задержек в канале связи.

Корректировка времени в ИИК от ИВКЭ производится не чаще одного раза в сутки.

Синхронизация времени счетчиков при прямом подключении к ИВК (для ИК № 6-14) производится от ИВК не чаще одного раза в сутки. Корректировка времени счетчиков производится с учетом задержек канала передачи данных.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ в нормальных условиях не превышает ±5,0 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, и величину корректировки времени в секундах, либо часы, минуты, секунды корректируемого устройства после выполнения синхронизации времени.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа;

• - 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; диапазон силы первичного тока -   (0,02   -   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 40 до плюс 70 °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;

• - относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа;

• - температура окружающего воздуха:

• - для счётчиков электроэнергии МИР С-03 от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии СЕ 303 от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;

• - для счётчиков электроэнергии СЕ 102 от минус 40 до плюс 70 °C;

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

• - для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

• - температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4, 6-14 от 0 до плюс 40 °C.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Шахтоуправление Восточное» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    электросчётчик 1ЧИР С-03 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 290000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СЕ 303 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -    электросчётчик СЕ 102 S7 145 AОКSVZ - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСПД МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Показатели надежности СОЕВ:

• - коэффициент готовности - не менее 0,95;

• - время восстановления - не более 24 часов

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, параметрирова-нии:

• - электросчетчика;

• - УСПД;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- устройств сбора и передачи данных (УСПД) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 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).