АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -      выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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

• -      передача в заинтересованные организации результатов измерений;

• -      предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

• -      обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• -      конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

• 2- й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа RTU-325.

• 3- й уровень (ИВК) — центры сбора и обработки данных (ИВК участков электрической сети (УЭС) и центральный ИВК), включающие в себя каналы связи, каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных ОАО «Нурэнерго», устройства синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

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. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.

В ИИК АИИС КУЭ в качестве расчетных приборов учета используются счетчики электрической энергии типа ЕвроАльфа.

УСПД (ИВКЭ) осуществляет сбор данных со счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу связи RS-485, производит обработку результатов измерений. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью ПО счетчиков «AlphaPlus-E».

Сбор информации от УСПД (ИВКЭ) на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки осуществляется по основным и резервным каналам связи серверами АИИС КУЭ ИВК УЭС. Затем суммарная информация'из серверов северного и Центрального УЭС поступает по каналам связи на сервер Центрального ИВК.

Основными кй'алами" связи ИВК УЭС и центрального ИВК с УСПД на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки являются ВЧ-каналы. В качестве резервного канала связи между УСПД вышеперечисленных подстанций и уровнем ИВК используется коммутируемый телефонный канал сети сотовой связи стандарта GSM.

На ПС «Грозный-330» информация об энергопотреблении передается сразу в Центральный ИВК ОАО «Нурэнерго». Основным каналом связи для передачи данных является канал, организуемый при помощи существующей радиорелейной линии ОАО «Нурэнерго», а резервным - ВЧ-связь.

На серверах ИВК УЭС осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация,

Центральный сервер (ИВК) служит также для дальнейшей ретрансляции по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровнях ИВК УЭС и Центрального ИВК ОАО «Нурэнерго» установлены устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приёмников УССВ типа 35HVS. Настройка системного времени сервера баз данных ИВК ОАО «Нурэнерго» выполняется не реже одного раза в сутки непосредственно от УССВ с помощью программного обеспечения, входящего в его комплект поставки.

Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УССВ и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 0,1 с.

Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от серверов ИВК УЭС. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.

Таблица 3

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1

Примечание:

• 1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии.

• 2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).

Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

• - электросчётчика (параметры надежности для ЕА05:Т = 50000 час, tB = 2 часа);

• - ИВКЭ:

• - УСПД (параметры надежности То = 100000 час tB = 24 часа);

• - ИВК (ИВК УЭС):

• - сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);

• - резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час).

Надежность системных решений:

• - резервирование питания:

• - УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование информации:

• - наличие резервных баз данных;

• - диагностика:

• - в журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в УСПД;

• - мониторинг состояния АИИС КУЭ:

• - удаленный доступ:

• - возможность съема информации со счетчика автономным способом;

• - визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

• - наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - ИИК:

• - электросчётчика;

• - вторичных цепей:

• - промклеммников;

• - ИВКЭ:

УСПД;

• - ИВК (ИВК УЭС):

• - сервера;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - информации;

• - использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;

• - при параметрировании:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервера;

• - установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.

Возможность проведения измерений следующих величин:

• - приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);

• - приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);

• - время и интервалы времени (функция автоматическая).

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматическая);

• - УСПД (функция автоматическая);

• - ИВК (ИВК УЭС) (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

• - результатов измерения (функция автоматическая);

• - состояния средств измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

• - измерений:

• - 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

• - сбора:

• - 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

• - 1 раз в месяц (функция автоматизирована).

Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:

• - о результатах измерения (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (профиля):

• - электросчетчики типа ЕвроАльфа имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);

• - УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

• - ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК

в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

Таблица 2 Пределы погрешности измерений по активной электроэнергии

Пределы погрешности измерений по реактивной электроэнергии

В таблице 2 приняты следующие обозначения:

Wp 2 % (Wq 2 %) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wp 5 % (Wq 5 %) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wp2o% (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

Wp юо % (Wq юо %) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Wp 120 % (Wq 120 %) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Примечание:

• 1. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) U_H0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)f_Ho_M; cos<p = 0,9 инд.;

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

• 2. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70°С, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от 0 до +75°С;