АИИС КУЭ ОАО «Челябинский цинковый завод» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

• - периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

• - 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 пломб, паролей и т.п.);

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

• - конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ ОАО «Челябинский цинковый завод» включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,2 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1802 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (6 точек измерений).

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная ( реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по 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 линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

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 через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный № 52065-12).

Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит 1 раз в час, допустимое рассогласование УСПД от времени УССВ ±2 с. Сличение времени сервера БД по времени УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит не реже одного раза в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Комплектность системы АИИС КУЭ ОАО «Челябинский цинковый завод» указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Челябинский цинковый завод» с Изменениями №№ 1, 2 и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2____________________________________________________________

Примечания:

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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 U_HOM до 1,02 U_HOM; ток от 1_НОМ 1,0 до 1,2 Ihom, cosj = 0,9 инд.;

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

• 4    Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение от 0,9 и_НОМ до 1,1 U_hom;

ток: от 0,02 1_НОМ до 1,2-1_НОМ для ИК 1.1.1-1.1.2, 3.1, 3.2, cosj от 0,5 инд. до 0,8 емк.; от 0,05-1ном до 1,2-1ном для ИК 2.1, 2.2, cosj от 0,5 инд. до 0,8 емк.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 65 °С, для УСПД от 0 до плюс 75 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

• 5 Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для ИК 1.1.1-1.1.2, 3.1, 3.2 cosj = 0,8 инд., 1=0,02 1ном,

• - для ИК 2.1, 2.2 cosj = 0,8 инд., 1=0,05 1ном,

температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;

• 6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа А1802 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на измерительные компоненты с аналогичными метрологическими характеристиками, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа ОАО «Челябинский цинковый завод» с Изменениями №№ 1, 2 как его неотъемлемая часть.

• 8 В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются

измерительные компоненты утвержденных типов._________________________________________

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  электросчетчики Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч;

• -  УСПД RTU-325 параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более 24 ч;

• -  yCCB-35HVS среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более tв = 2 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 организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал 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;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера ;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера .

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК ( функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений ( функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин ( функция автоматизирована);

- один раз в сутки ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики Альфа A1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 1200 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

- УСПД - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по каждой точке измерений не менее 60 суток; хранение информации при отключении питания не менее 3 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).