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 - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включают в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746 - 2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5 в ГР № 36697-12 , МТ 851 класса точности 0,5S/1,0 в ГР № №23306-02 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии для ИК №1-24,27-46. Для счетчиков в ИК№ 25,26 в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, при измерении реактивной электроэнергии 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), приведенных в таблице 2 (46 точек измерения).

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя : устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 в № ГР №17049-09 со встроенным модулем синхронизации времени GРS, источник бесперебойного питания APC Smart-UPS СS-350VA, средства приема-передачи информации.

лист № 2 всего листов 11

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс ( ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP Proliant 370 R04, источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 1000VA USB & Serial RMI 2U, маршрутизатор Cisco 1841,коммутатор 3Com Baseline 2016, коммуникационные устройства приёма и передачи информации - модемы ZyXel U-336E, Siemens TC35i , автоматизированные рабочие места (АРМы).

Первичные фазные токи и напряжения преообразуются 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 с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам). На уровне ИВК сервер производит опрос ИВКЭ (УСПД) по каналу Ethernet,через коммутатор 3Com Baseline.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). На уровне ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмником, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД выполняется при расхождении времени часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,2 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем часов УСПД, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и часов УСПД на ±1 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера баз данных через Интернет-провайдера.

Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания».

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

Таблица№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) Uhom;tok (0,01 ^: 1,2) 1ном для ИК №25,26; ток (0,05 : 1,2) 1ном для ИК №1-24,27-46; cos ф = 0,9 инд.;

• 4. Рабочие условия:

параметры сети для ИК: напряжение (0,9:1,1) Uhom; ток (0,01 : 1,2) 1ном для ИК №25,26; ток (0,05 : 1,2) Ihom для ИК №1-24,27-46; 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до +60 °С; МТ851 от минус 25 °С до +60 °С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, для сервера от +10 °С до + 30 °С;

лист № 8 всего листов 11

5 Погрешность в рабочих условиях указана для (I = 0,01 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С);

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу).

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания» порядке, который является неотьемлемой частью описания типа. Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик МТ 851

• - среднее время наработки на отказ не менее Тср =90000 часов,

• - средний срок службы - не менее 24 лет

Электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М

• - среднее время наработки на отказ, не менее Тср. =140000 часов,

• - средний срок службы, не менее 30 лет;

сервер

• - коэффициент готовности не менее-0,99,

• - среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения)

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

• - среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 2 ч;

УСПД (ЭКОМ- 3000)

• - среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,

• - время восстановления работоспособности не более = 2 ч;

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:

• - электросчетчики МТ 851 - информация в 30 минутных архивах хранится в памяти 114 суток;

• - электросчетчики СЭТ-4ТМ - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-УСПД ЭКОМ-3000 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы