АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь решает следующие задачи:

• -   автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

• -   периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и 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;

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

• -  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммун-энерго» II очередь;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Хасан-коммунэнерго» II очередь (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (6 точек измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, контроллеры СИКОН ТС 65 и каналообразующую аппаратуру.

Лист № 2 Всего листов 7

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора ИВК «ИКМ-Пирамида», сервер базы данных, устройство синхронизации системного времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы контроллера СИКОН ТС65, где происходит передача полученных данных по линиям связи на третий уровень системы ИВК «ИКМ-Пирамида».

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации в базе данных АИИС КУЭ, предоставление информации пользователям, оформление справочных и отчетных документов, отправка информации через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

На всех уровнях АИИС КУЭ ведутся журналы событий, в которые заносятся данные самодиагностики устройств, аварийные сообщения, ошибки, попытки несанкционированного доступа и другие оперативные данные технического состояния устройств.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), формирующейся на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени от приемника сигналов спутникового времени УСВ-1, внутренние часы ИВК «ИКМ-Пирамида», УСПД СИКОН С 70 и счетчиков. Время сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизируется по времени УСВ-1, коррекция времени ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит 1 раз в час, допустимое рассогласование ИВК «ИКМ-Пирамида» от времени УСВ-1 составляет ± 1 с. Для ИК № 39 сличение времени УСПД СИКОН С70 по таймеру ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит 1 раз в сутки. Коррекция времени СИКОН С70 по времени ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит при достижении допустимого рассогласования ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем СИКОН С70 происходит каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков происходит принудительно 1 раз в сутки. Для остальных ИК сличение времени счетчиков со временем ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит каждые 30 мин, коррекция времени счетчиков происходит при расхождении со временем ИВК «ИКМ-Пирамида» ± 1 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

При длительном нарушении работы канала связи между счетчиками и вышестоящими уровнями возможно считывание данных через оптический порт счетчика с помощью инженерного пульта с дальнейшим переносом этих данных в базу данных ИВК. При снятии данных со счетчика с помощью инженерного пульта также производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счетчика.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь приведена в паспорте на систему № ПТС 42.5000.036 ПС.

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ ОАО «Ха-санкоммунэнерго» II очередь и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ ОАО «Хасанкоммунэнерго» II очередь и их основные метрологические характеристики

Окончание таблицы 2

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия:

• -  параметры сети: напряжение: от 0,98-U_HOM до 1,02-U_HOM; ток: от 1,0-1_ном до 1,2-1_ном, cosj = 0,9 инд.;

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

• 4. Рабочие условия:

• -   параметры сети: напряжение: от 0,9-и_ном до 1,1-и_ном; ток: от 0,02-1_ном до 1,2-1_ном (для ИК № 39 ток: от 0,05-1_№м до 1,2-1_№м);

• -  допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном (1=0,05 1ном для ИК № 39) cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 °С до плюс 45 °С.

• 6. 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. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -   электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

• -   электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ив) не более 2ч;

• -  ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Надежность системных решений:

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

Лист № 6 Всего листов 7 передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

• - электросчетчика;

• - сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

• -   электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -   УСПД (функция автоматизирована);

• -   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -   о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• -   о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• -   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -   один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток;

• -   УСПД - хранение результатов измерений 35 суток;

• -   сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).