АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

• - периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому каледарному 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 несанкцианированного 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 включает в себя следующие уровни:

• 1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) классов точности 0,2 и 0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии классов точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и классов точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325, устройства синхронизации системного времени на базе УССВ-35HVS и каналообразующую аппаратуру.

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

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 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 ИК):

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интерграл 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 уровне ИВК АИИС КУЭ 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» (Госреестр № 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 (далее - СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенное к УСПД, расположенному соответственно на БКПРУ-1, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ, коррекция времени происходит 1 раз в час допустимое рассогласование ± 2 с. Сличение времени сервера БД со временем УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ± 2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на величину более ± 2 с.

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав и метрологические характеристики дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

к к

ей К

Л §

о О

37

о W Ои о га о с

КТ C).2S/0.5

Ксч=1

№ 27524-04

Метрологические характеристики ИК

эксплуатации (± 5), %

± 5,4

Активная

± 0,9

± 2,7

Реактивная

± 2,0

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности P=0,95.

• 3. Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети:

• -  диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)Uh;

• -  диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;

• -  диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - 0,87 (0,5);

• -  температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков - от 18 до 25 °С; УСПД - от 21 до 25 °С, ИВК - от 10 до 30 °С;

• -  частота - (50 ± 0,15) Гц;

• -  магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• -  параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2)1и1; коэффициент мощности cosj(sinj) -0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• -  температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

• -  параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин₂; диапазон силы

вторичного тока -   (0,01(0,05)   -    1,2)1н₂;   коэффициент   мощности

cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• -  температура окружающего воздуха - от 0 до 30 °С;

• -  магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для УСПД и ИВК:

• -   температура окружающего воздуха - от 0 до 70 °С.

• 5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• -  счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• - устройства сбора и передачи данных типа RTU 325 - среднее время наработки на

отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее 80 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчиках и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- УСПД;

- Сервера ;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (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:

• -  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматиирована), сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

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