АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК). АИИС КУЭ реализуется на Ростовской ТЭЦ-2, территориально расположенной в г. Ростов-на-Дону.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ -3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-09, зав. № 07113414), устройства синхронизации системного времени GPS-приемник и технических средств приема-передачи данных.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на основе сервера базы данных (далее - сервер БД), автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ) и технических средств приема-передачи данных.

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 преобразуют 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.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер БД, установленный на Ростовской ТЭЦ-2, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

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 справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). СОЕВ включает в себя приемник сигналов точного времени GPS, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000». Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД «ЭКОМ-3000» и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД на ±3 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем УСПД ±3 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

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

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Ростовской ТЭЦ-2 ООО «ЛУКОЙЛ-

Ростовэнерго»

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия:

• •  параметры сети: напряжение (0,98  1,02) ином; ток (1  1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

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

• 4. Рабочие условия:

• • параметры сети: напряжение (0,9  1,1) 1,'ном; ток (0,05 (0,02)  1,2) ^ом;

0,5 инд.<cosф<0,8 емк.

• • допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С,

• • для счетчиков от минус 40 до + 70 °С; для сервера от +15 до +35 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до+40 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. 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.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• • электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т₀= 90000 ч., время восстановления работоспособности T_b=2 ч.;

• • электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т₀= 140000 ч., время восстановления работоспособности Т_в=2 ч.;

• • устройство сбора и передачи данных типа ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 75 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,927 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 1123 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• • Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• • Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• • Ремонтопригодность;

• • Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• • Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

• • Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• • журнал событий счетчика:

• - параметрирование;

• - пропадание напряжения;

• - коррекция времени в счетчике.

• • журнал событий ИВКЭ:

• - параметрирование;

• - пропадание напряжения;

• - коррекция времени в УСПД.

• • журнал событий ИВК:

• - даты начала регистрации измерений;

• - перерывы электропитания;

• - программные и аппаратные перезапуски;

• - установка и корректировка времени;

• - переход на летнее/зимнее время;

• - нарушение защиты ИВК;

• -  отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• • механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

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

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• • электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• • ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• • ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.