АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной 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);

• - хранение 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 средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

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

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - трансформаторы тока (ТТ) типа ТСН-12 класса точности 0,5 S по ГОСТ 7746, и счетчики активной и реактивной электроэнергии «Альфа А 1800» A1805RAL-P4-G-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерений).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) с программным обеспечением (ПО) «Альфа Центр».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.

Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.

Коррекция хода системных часов (астрономическое время, часы Сервера и внутренние часы счетчика) АИИС КУЭ производится от системных часов СБД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» и часов АИИС КУЭ ООО «Десна Девелопмент», превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий Сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входят:

• - трансформатор тока ТСН-12                     -6 шт.;

• - счетчик электрической энергии электронный

«Альфа А 1800» А1805RAL-P4-G-D W-4          - 2 шт.;

• - модем Zyxel U-336E plus

  • - 1 шт.;

  • - 1 шт.;

  • - 1 шт.;

  • - 1 шт.;

  • - 1 шт.;

  -1 шт.

• - многофункциональное устройство связи

• - сотовый модем Simens МС 35i

• - Методика выполнения измерений

• - Методика поверки

• - Паспорт

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечания:

• 1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Десна Девелопмент» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности для реальных (рабочих) условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Десна Девелопмент» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Примечание:   1. В качестве характеристик допускаемой основной погрешности указа

ны доверительные границы погрешности результата измерений при доверительной вероятности 0,95.

Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (90+110)% U_H0M; ток (5+100)% I_H0M; cos<p = 0,8 инд.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков от 5 до 35°C.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч. Средний срок службы 30 лет;

• - ТТ - средний срок службы 25 лет.

Надежность системных решений:

• ■  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники розничного рынка электроэнергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;

• ■  регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика;

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места.

Защищённость применяемых компонентов:

• ■  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера БД (АРМ);

• ■  защита информации на программном уровне:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• ■  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

• ■  Сервер БД (АРМ) - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.