Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 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);

. автоматизированный учет потерь в соответствии с алгоритмом расчета потерь;

. хранение результатов измерений в специализированной базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

. передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

. предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений 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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

. конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Электроэнергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенной линии связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (Сбытовая компания - поставщик электроэнергии; ПАСУ КУ НП «Совет рынка»; ОАО «Воронежэнерго»; «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ; ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: АИИС состоит из 2 уровней.

1-й уровень - уровень 2-х измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:

• • измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТФЗМ ИОБ-IV по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• • измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НКФ-110 по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5;

• • многофункциональный микропроцессорный счетчики с цифровым выходным интерфейсом RS-485 по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05.12; КТ 0,5S/l,0;

• • вторичные цепи;

• •  преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для интерфейсов RS-232, RS-485;

• • систему обеспечения единого времени (СОЕВ) - блок синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011) в комплекте с GPS приемником BR-355;

• • технические средства передачи данных на 2 уровень - выделенная линии связи (интерфейс RS-485).

2-й уровень — измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) содержит в своем составе:

• • сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении (COMPAQ Presario SR 1807CL, CPU AMD Sempron, DDR 512 Mb, Radeon Xpress 200, HDD 80Gb,CD-RW, DVD-ROM);

• •  источник бесперебойного питания (Smart-UPS RT, 1000VA);

• • технические средства приёма-передачи данных - модемы, локальная вычислительная сеть (ЛВС), Internet (модемы ZyXEL U-336S, GSM модем SIEMENS МС 35i). Основной канал -выделенный канал связи до сети провайдера Интернет и резервный - телефонная сеть общего пользования;

• • технические средства для организации ЛВС и разграничения прав доступа;

• •  АРМы (организованы на основе существующих рабочих мест в Филиале ООО «Бунге СНГ» в Колодезном). Количество АРМ -1 шт.

Программные средства:

• •   ОС Microsoft Windows ХР;

• •  специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ;

. ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ состоит из блока коррекции времени счетчиков БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленном на энергообъекте. GPS приемник BR-355 располагается на ПС 110/10 кВ Заводская (на улице), с внешней стороны ОПУ. Блок БСЧРВ-011 обеспечивает коррекцию времени в счетчиках один раз в сутки от GPS приемника. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком БСЧРВ-011 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих сутки от счетчика Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ осуществляется от счетчика каждые 30 минут.

Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

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

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 1 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав

Примечание - 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 предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 2- Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации ИК № 1 АИИС

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального

Wp5 %(Wq5 »/_о), Wp2o% (Wq2o %), Wpioo %(Wqjoo%), Wp₁₂o %(Wqi2o%) - значения электроэнергии при I/In=5 %, 20%, 100%, 120%

Таблица 4-Условия эксплуатации

Надежность применяемых в системе компонентов.

Для трансформаторов тока:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,

• •  срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,

• •  срок службы, не менее 25 лет

Для счётчиков электроэнергии:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• •   срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• •  коэффициент готовности не менее 0,99,

• •  среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• •  блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для каналов передачи данных:

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):

• •  среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 0,5 ч;

• •  срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• •  резервирование питания счетчика;

• •  наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• •  резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• •  выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• •  электросчётчика;

• •  промежуточных клеммников вторичных цепей;

• •  сервера

Защита информации на программном уровне:

• •  результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• •  установка пароля на счетчик;

• •  установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• •  сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

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