АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

• - периодический (1 раз в полчаса) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

• - хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа не менее 3,5 лет;

• - передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• - 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 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция шкалы времени).

Информационно-измерительные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий автоматизированное рабочее место (АРМ) АИИС КУЭ, переносной инженерный пульт HP ProBook 470 G2 с соответсвующим программным обеспечением, два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на Зарагижской ГЭС, ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» (Госреестр № 45951-10). ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» находится в п. Кашхатау и включает в себя сервер, автоматизированные рабочие места (АРМ), УССВ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер ИВК АИИС КУЭ периодически (один раз в 30 минут) или по запросу считывает информацию с УСПД. При помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляется формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от сервера ИВК АИИС КУЭ по каналам связи сети Internet в центр сбора информации ПАО «РусГидро», ПАК ОАО «АТС», Кабардино-Балкарский филиал ПАО «МРСК Северного Кавказа» и заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:

• - интерфейс передачи коммерческой информации;

• - интерфейс передачи технической информации;

• - интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.

Подлинность информации передаваемой в ПАК ОАО «АТС» подтверждается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предназначена для синхронизации компонентов различных автоматизированных систем с единым астрономическим временем и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в состав уровня ИВК входят два устройства синхронизации системного времени (NTP-серверы) типа ССВ-1Г с выдачей данных в сеть по протоколу NTP (SNTP). Приемники сигналов точного времени подключаются через коммутатор к УСПД, которое уже раздает метки точного времени счетчикам электрической энергии.

Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств измерения (электронных счетчиков). Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.

Синхронизация времени каждого счётчика осуществляется УСПД автоматически при каждом сеансе связи периодичностью не реже одного раза в 30 минут. Для этого при сеансе связи УСПД со счётчиком считывается время счётчика.

Алгоритм синхронизации времени счетчика следующий:

- в начале очередного опроса УСПД получает со счетчика дату и текущее время;

- при расхождении в пределах от ±2 секунды (программируемый параметр) УСПД, в соответствии с введенными в программу опциями коррекции (1 или 2 секунды), формирует команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик.

Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, который обеспечивает синхронизацию устройств в сети с точностью до 0,1 секунды.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счётчиками, время счётчиков корректируется от переносного инженерного пульта.

При выходе из строя УССВ или отсутствии связи с СОЕВ станции на Зарагижской ГЭС синхронизация АИИС КУЭ осуществляется с УССВ ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС».

Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах составляет не более ±5 с/сут.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 12.

Таблица 12 - Комплектность АИИС КУЭ

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Зарагижской ГЭС являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре СИ. Устройства связи, пульт оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 11.

Таблица 10 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 10

Продолжение таблицы 10

Таблица 11 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 11

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%;

• 2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

• 3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

• 4. Нормальные условия эксплуатации:

а) параметры электрической сети:

• 1) диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01-Uh;

• 2) диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^Ih;

б) температура окружающего воздуха:

• 1) ТТ и ТН - от минус 45 до 40 °С;

• 2) счетчиков - от минус 40 до 60 °С;

• 3) УСПД - от 0 до 50 °С;

• 4) ИВК - от 0 до 50 °С;

в) частота - (50 ± 0,15) Гц.

• 5. Рабочие условия эксплуатации:

а) для ТТ и ТН:

• 1) параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,0TIh1 до 1,2-Ih1;

• 2) частота - (50 ± 0,4) Гц;

• 3) температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40 °С;

б) для счетчиков электроэнергии:

• 1) параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^Uh2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,0TIh2 до 2^Ih2;

• 2) частота - (50 ± 0,4) Гц;

• 3) температура окружающего воздуха - от минус 40 до 60 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

• 7. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 10 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;

• - счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - средняя наработка до отказа 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 часа;

• - УСПД RTU-325T - средняя наработка на отказ 55 000 часов.

Надежность системных решений:

а) резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

б) резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

в) в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• 1) параметрирования;

• 2) пропадания напряжения;

• 3) коррекция шкалы времени.

В случае аварийного отсутствия связи (физический разрыв связи или аварии каналообразующего оборудования) между ИИК и ИВК предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК.

Защищенность применяемых компонентов:

а) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• 1) счетчиков электроэнергии;

• 2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• 3) испытательных блоков;

• 4) УСПД;

б) наличие защиты на программном уровне:

• 1) пароль на счетчиках электроэнергии;

• 2) пароль на УСПД;

• 3) пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.

• - ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.