АИИС КУЭ выполненная на основе ИВК «АльфаЦентр» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-9 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

• 1- ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ЗАО «Петрозаводскмаш», сервер ОАО «АЭС», автоматизированное рабочее место (АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 10-15 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

• 1- ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325 Госреестр № 37288-08, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ЗАО «Петрозаводскмаш», сервер ОАО «АЭС», автоматизированное рабочее место (АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

лист № 2 Всего листов 9 АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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);

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «Карельская сбытовая компания» в рамках согласованного регламента;

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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

Принцип действия:

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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Для ИИК 1-9 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД. УСПД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учётом коэффициентов трансформации (которые в счётчиках для обеспечения возможности быстрой замены установлены равными 1).

Сервер ЗАО «Петрозаводскмаш» под управлением ПО «Альфа Центр» с периодичностью 1 раз в 30 минут опрашивает УСПД по выделенной линии (основной канал) или по GSM-каналу (резервный канал) и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Переход с основного канала связи на резервный производиться автоматически. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle).

Для ИИК 10-15 цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на сервер ЗАО «Петрозаводскмаш».

Сервер ЗАО «Петрозаводскмаш» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии и журналы событий, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020, 80030) по электронной почте в адрес ОАО «АЭС.

Сервер ОАО «АЭС» под управлением ПО «Энергосфера»с периодичностью раз в сутки получает от сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Импортированные значения записываются в базу данных, расположенную на сервере БД ОАО «АЭС» (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер ОАО «АЭС» хранит базу данных АИИС, в автоматическом режиме (или оператор с АРМ в ручном) один раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «Карельская сбытовая компания»).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем по сигналам навигационной системы GPS.

В качестве базового прибора СОЕВ используется НКУ МС-225. Синхронизация времени УСПД осуществляется следующим образом: сличение времени происходит 1 раз в час, коррекция - при расхождении времени УСПД с текущими значениями времени и даты на ±2 с.

Сличение времени сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» со временем УСПД происходит 1 раз в час, коррекция - при расхождении времени на ±2 с.

Сличение времени счетчиков на ПС-18 со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику - 1 раз в 30 минут. Коррекция времени осуществляется при расхождении счетчиков со временем УСПД на ±1 с

Сличение времени остальных счетчиков со временем сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция времени осуществляется при расхождении счетчиков с временем сервера на ±1 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2

Таблица 3

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 относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение от 0,98-Uhom До 1,02• Uhom;

• •   сила тока от Ihom До 1,2-Ihom, cosj=0,9 инД;

• •  температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение питающей сети 0,9-Uhom До 1,1- Uhom,

• •  сила тока от 0,05 Ihom До 1,2 Ihom;

• • температура окружающей среДы:

• - Для счетчиков электроэнергии от плюс 5 До плюс 35 °С;

• - Для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - Для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

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

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержДенных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на оДнотипные утвержДенного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте поряДке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• •  счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

120 000 часов.

• •  УСПД RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

• •  ИВК «АльфаЦентр» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика Тв < 2 часа;

• •  для УСПД Тв < 2 часа;

• •  для сервера Тв < 1 час;

• •  для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• •  для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• •  клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• •  панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• •  наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

• •  организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• •  защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• •  фактов параметрирования счетчика;

• •  фактов пропадания напряжения;

• •  фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• •  счетчиках (функция автоматизирована);

• •  сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• •  счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 суток;

• • УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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