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;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета;

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

• - перезапуск АИИС;

• - передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ».

• - 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 АНИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 4-х информационно- измерительных каналов (далее - ИИК ТУ); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.

Информационно-измерительные каналы точек учета АИИС КУЭ включают следующие средства измерений:

• - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,5, по ГОСТ 7746;

• - измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983;

• - многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа А1800» класса точности 0,5S/l по ГОСТ 52323 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии.

Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИИК ТУ, номера регистрации в Госу-дарственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - «уровень информационно-измерительного комплекса точки учета» (уровень ИИК ТУ), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» и соответствующие связующие компоненты.

2-й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВК) АИИС КУЭ, выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, включающий в себя сервер базы данных (БД) ОАО «Нижноватом-энергосбыт» и сервер ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ», аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр.

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 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.

Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, квар-ч, умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт».

В сервере БД Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт» формируются отчётные и справочные формы, которые передаются по каналам сотовой связи через интернет-провайдер на сервер ОАО «Нижноватомэнергосбыт» г.Москва и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков и сервера расположенного в филиале ОАО «Нижноватомэнергосбыт» г.Краснодар, сличение времени с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает 2с). Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Примечания:

• 1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

• 2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Описание типа для Государственного реестра

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы .1

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

Таблица 2 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерений электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ОАО «Нижноватомэнергос-быт» на объектах «Кнауф Гипс Псебай»

Таблица 2

Примечания-.

• 1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

• 2. Нормальные условия эксплуатации:

• -  параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 4- l,01)U_H; диапазон силы тока -

(0,05 + 1,2)1_н; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,5 -г 1,0(0,6  0,87);

частота - (50 ± 0,15) Гц;

• -  магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

• -  температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от -40°С до +40°С; счетчиков - от +18°С до +25°С; УСПД и ИВК - от +15°С до +25°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

• 3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

• -  параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 + 1,1)U; диапазон силы первичного тока - (0,05 + 1,2)1_нь коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота -(50 ± 0,15) Гц;

• -  температура окружающего воздуха - от +5°C до +30°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

• -  параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 + 1,1)U; диапазон силы вторичного тока - (0,05 + 1,2)1_н2; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,8 4- 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,15) Гц;

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

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -  параметры питающей сети: напряжение - (220+10) В; частота - (50 ± 1)Гц;

• - температура окружающего воздуха - от +15°C до +25°C;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

• 4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом установленном на ОАО «Нижнова-томэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=2 ч.;

• -  сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время восстановления работоспособности t_B=l ч..

Надежность системных решений:

• •  резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью источника гарантированного питания типа АРС. Переключение на источник резервного питания осуществляется автоматически;

• •  резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование внутренних каналов передачи данных (счетчик - сервер БД);

• •  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по телефонной сети общего пользования и GSM-каналу связи с использованием GSM- терминала Siemens МС-35 Т;

• •  резервирование информации.

Регистрация событий:

• •  журнал событий счетчика:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике.

• •  журнал событий Сервера БД:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• •  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчетчиков;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательных коробок;

• -  сервера БД.

• •  защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений при передаче информации( 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; при отключении питания - не менее 3,5 лет при 25 °C, 2 года

при 60 °C;

• •  ИВК - глубина хранения информации при отключении питания - не менее 5 лет.

Описание типа для Государственного реестра