АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

• -  измерение 3-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;

• -   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 (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).

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии АльфаА1800 класса точности 0,2S и по ГОСТ 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (6 точек измерений).

• 2- й уровень - устройство синхронизации системного времени (УССВ), устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L на базе «АльфаЦЕНТР».

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).

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. В счетчике

Лист № 2 Всего листов 6 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по радиоканалам и проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе приемника радиосигналов точного времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем УССВ, сличение каждые 60 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ± 2 с. Сличение времени счетчиков АльфаА1800 с временем УСПД один раз в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сервер БД ИВК синхронизируется от УССВ, расположенного в шкафу АИИС КУЭ. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ Гоцатлинской ГЭС указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС. Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания:

• 1. Характеристики основной 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 от 0,98 ином до 1,02 ином;  ток от 1,0 1ном до

1,2 1ном, cos j = 0,9 инд.;

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

• 4. Рабочие условия:

• -    параметры сети: напряжение от 0,9 ином до 1,1 ином; ток от 0,02 1ном до 1,2 1ном; cos j = 0,8 инд.;

• -    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до плюс70С; для сервера от минус 30 °С до плюс 50 °С; для УСПД от минус 30 °С до плюс 50 С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, 1_ном=0,02 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 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 по электронной почте;

Регистрация событий:

• — в журнале событий счётчика:

• -    параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -    коррекции времени в счетчике;

• — журнал УСПД:

• -    параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• — механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -    электросчётчика;

• -    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -    испытательной коробки;

• -   УСПД;

• -     сервера;

• — защита информации на программном уровне:

• -    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи)

• -    установка пароля на счетчик;

-   установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 200 сут;

• -    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).