АИИС КУЭ представляет собой многофункциональною, 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 объектов и средств измерений со стороны сервера;

• - 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 включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности и 0,5s по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии EA05RAL-P3B-4 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (5 точек измерений).

• 2- й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ИВК «Спрут».

• 3- й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, модуль образцового времени ЕЗОЗ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) на базе ИВК «Спрут».

В качестве первичных преобразователей напряжения и тока в ИК использованы измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НАМИТ-10-2 (Госреестр РФ № 18178-99), кл. точности 0,5 и измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТИЛ 10-М, (Госреестр РФ № 22192-03), ТПОЛ-Ю УЗ (Госреестр РФ № 1261-02) и ТОЛ-Ю-1 (Госреестр РФ № 15128-03), кл. точности 0,5S.

Измерения электрической энергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА EA05RAL-B-4 (Госреестр РФ № 16666-97), кл. точности 0,5S.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком типа ЕвроАЛЬФА выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (и) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик ЕвроАЛЬФА производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = Uxl. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q - (S² - Р²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача данных от приборов учета электрической энергии до УСПД производится по интерфейсу RS-485, передача данных из УСПД на СБД ОАО «ЛОМО» осуществляется по выделенным линиям связи. В качестве основного канала передачи информации в ОАО «ПСК» используется телефонный канал ГТС. Информация передается с электрических счетчиков энергии с использованием каналообразующих средств ИВК «Спрут» (Госреестр РФ № 18897-05) и модема US Robotics Courier. Для организации резервного канала применяется GSM-терминал Siemens МС 35i, работающий в сотовой сети оператора «Мегафон».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (МОВ ЕЗОЗ), включающий в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобального позиционирования (GPS). МОВ ЕЗОЗ входит в состав ИВК «Спрут». Время УСПД синхронизировано с временем МОВ ЕЗОЗ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД МАВР Е104 осуществляется при каждом запросе, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков Евро Альфа с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчика осуществляется при расхождении со временем УСПД ±4 с. Погрешность системного времени не превышает ±5с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествовавший коррекции.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1. Таблица 1

Примечания:

• 1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 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 Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЛОМО» территория 2 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 ОАО «ЛОМО» территория 2 приведены в таблице 2.

Таблица 2

Примечание:   В качестве характеристик допускаемой основной погрешности указаны

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

Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,94-1,1)U_HOm; ток (0,05-Н ,2)I_hom; coscp от 0,8 инд. до 0,9 инд.

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков от ЮдоЗО°С;

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч; Средний срок службы 30 лет;

• - ТТ и TH - средний срок службы 25 лет;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 60 минут, средний срок службы не менее 24 лет.

Надежность системных решений:

• ■ резервирование питания УСПД с помощью адаптера источника резервного питания;

• ■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;

• ■ Регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• ■ журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция 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 сервер.

Глубина хранения информации:

• ■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• ■ УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• ■ ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.