АИИС ККЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС ККЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформатора тока (далее - ТТ) и счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС ККЭ приведены в таблицах 2 - 7.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС ККЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программного обеспечения (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Счетчики, используемые в АИИС ККЭ, измеряют ПКЭ в соответствии с методами, приведенными в ГОСТ 30804.4.30 для класса характеристик процесса измерений А.

Блоки согласования напряжений, входящие в состав счетчиков, предназначены для сопряжения измеряемого сигнала напряжения с диапазоном измерений шестиканального аналого-цифрового преобразователя. Аналого-цифровой преобразователь преобразует, измеренные входные напряжения с постоянной частотой дискретизации 64 кГц, в цифровой код и передаёт результаты в цифровой сигнальный процессор по последовательному интерфейсу. Цифровой сигнальный процессор производит спектральный анализ входных сигналов, основанный на быстром преобразовании Фурье. По результатам быстрого преобразования Фурье рассчитываются действующие значения напряжений. Центральный процессор получает от цифрового сигнального процессора данные, обрабатывает их и накапливает в энергонезависимом запоминающем устройстве. Обработанные данные передаются в сервер БД АИИС ККЭ для автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

Синхронизация счетчиков обеспечивается с помощью модуля приёма сигнала точного времени, предназначенного для приёма радиосигналов времени, передаваемых глобальными навигационными спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой погрешности измерения текущего времени по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляют ±0,02 с. Данное требование к измерению текущего времени выполняется с применением синхронизации, периодически проводимой во время измерений.

Если синхронизация с помощью приемника систем GPS и ГЛОНАСС невозможна, допустимое отклонение текущего времени должно быть менее 1 с в сутки.

В случае неисправности приемника систем GPS и ГЛОНАСС Измерителя ПКЭ имеется возможность синхронизации часов счетчиков от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

В журнале событий счетчиков фиксируются следующие события:

• - включение/выключение электропитания счетчика;

• - вскрытие/закрытие крышки зажимов;

• - изменение паролей первого и второго уровней;

• - изменение исходных данных;

• - установка времени и даты;

• - коррекция времени;

• - пуск счетчика в работу;

• - выключение и включение фазного напряжения при наличии тока в соответствующей фазе.

Журнал событий сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

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

Комплектность АИИС ККЭ представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Комплектность АИИС ККЭ

Счетчики, используемые в АИИС ККЭ, измеряют ПКЭ в соответствии с методами, приведенными в ГОСТ 30804.4.30 для класса характеристик процесса измерений А.

Блоки согласования напряжений, входящие в состав счетчиков, предназначены для сопряжения измеряемого сигнала напряжения с диапазоном измерений шестиканального аналого-цифрового преобразователя. Аналого-цифровой преобразователь преобразует, измеренные входные напряжения с постоянной частотой дискретизации 64 кГц, в цифровой код и передаёт результаты в цифровой сигнальный процессор по последовательному интерфейсу. Цифровой сигнальный процессор производит спектральный анализ входных сигналов, основанный на быстром преобразовании Фурье. По результатам быстрого преобразования Фурье рассчитываются действующие значения напряжений. Центральный процессор получает от цифрового сигнального процессора данные, обрабатывает их и накапливает в энергонезависимом запоминающем устройстве. Обработанные данные передаются в сервер БД АИИС ККЭ для автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

Синхронизация счетчиков обеспечивается с помощью модуля приёма сигнала точного времени, предназначенного для приёма радиосигналов времени, передаваемых глобальными навигационными спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой погрешности измерения текущего времени по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляют ±0,02 с. Данное требование к измерению текущего времени выполняется с применением синхронизации, периодически проводимой во время измерений.

Если синхронизация с помощью приемника систем GPS и ГЛОНАСС невозможна, допустимое отклонение текущего времени должно быть менее 1 с в сутки.

В случае неисправности приемника систем GPS и ГЛОНАСС Измерителя ПКЭ имеется возможность синхронизации часов счетчиков от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

В журнале событий счетчиков фиксируются следующие события:

• - включение/выключение электропитания счетчика;

• - вскрытие/закрытие крышки зажимов;

• - изменение паролей первого и второго уровней;

• - изменение исходных данных;

• - установка времени и даты;

• - коррекция времени;

• - пуск счетчика в работу;

• - выключение и включение фазного напряжения при наличии тока в соответствующей фазе.

Журнал событий сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС ККЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО 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

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС ККЭ, указанные в таблицах 3-6.

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

Состав измерительных каналов АИИС ККЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 6.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС ККЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (среднеквадратическое значение напряжения)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (положительное и отрицательное отклонение

напряжения)

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (коэффициент несимметрии напряжения по

обратной и нулевой последовательности)

Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

• 1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала , соответствующие вероятности Р=0,95.

• 2 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 17 до плюс 30 °С.

• 3 Допускается замена ТТ , ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

• 4 Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС ККЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС ККЭ как его неотъемлемая часть.

• 5 Погрешность АИИС ККЭ при измерении дозы фликера (кратковременной P_rt и длительной P_lt ) не нормируется, так как погрешность данного параметра не нормируется у ТН. Пределы допускаемой основной погрешности счетчика при измерении дозы фликера соответствует описанию типа на BINOM3, регистрационный № 60113-15.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал ИВК:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ( серверных шкафов );

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

- счетчика;

- сервера .

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках ( функция автоматизирована);

- сервере ( функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.