АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 5 измерительных каналов (далее-ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее-ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -  измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• -  периодический (один 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;

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

• -   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 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 - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на ПС «Орловская» филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», указанные в таблице 2 (5 точек измерений).

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С70»,аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, вклю-

чающий в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1, сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

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, которые усредняются за период 1 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на ПС «Орловская», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному и резервному каналам связи на верхний уровень системы (сервер ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве внутреннего резервного канала связи используется беспроводной канал сотовой связи - GSM.

На третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с ПС «Орловская», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. Для осуществления связи с поставщиком электроэнергии, филиалом «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», а так же смежными субъектами используется канал связи Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-1, сервера ИВК, УСПД, счетчиков. В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени атомных часов спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Внутреннее время сервера ИВК синхронизируется со временем устройства синхронизации времени УСВ-1 по сигналам единого календарного времени один раз в 1 час.

Сервер ИВК осуществляет коррекцию внутреннего времени УСПД. Сличение времени УСПД со временем сервера ИВК происходит один раз в 30 минут, корректировка времени УСПД выполняется при расхождении со временем сервера ИВК более чем на 2с.

Сличение времени УСПД со временем счетчиков¹ один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени УСПД и счетчика более чем на 2 с.

Абсолютная погрешность хода внутренних часов счетчика составляет ДТ=±0,5 с/сут., УСПД - ДТ=±1,0 с/сут. (см. Описание типа на счетчики и УСПД).

Задержка сигнала синхронизации в линии УСПД - счетчик составляет 0,1с. (см. Описание протокола RS 485).

Погрешность измерения 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 предшествующий корректировке.

Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающие шкафы), индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

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

• 2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

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

• -    параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 - 1,01) U_H; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1_Н; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - 0,5 - 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: ТН и ТТ - от минус 40 °С до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 °С до плюс 25 °С; УСПД и ИВК - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

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

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

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• -    параметры сети для ИК: диапазон первичного напряжения - (0,99 - 1,1) и_н1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1_Н1; коэффициент мощности cos j (sin j) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);

частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -    температура окружающего воздуха - от минус 35 °С до плюс 40 °С;

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

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

Для электросчетчиков:

• -    параметры сети для ИК: диапазон вторичного напряжения - (0,99 - 1,1) и_н2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1_Н2; коэффициент мощности cos j (sin j) - 0,8 - 1,0 (0,6);

частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -    магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,5 мТл;

• -    температура окружающего воздуха - для ИК № 1 - 5 от 0 °С до плюс 20 °С;

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

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

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -    параметры питающей сети: напряжение - (220±1,0) В; частота - (50 ± 1,0) Гц;

• -    температура окружающего воздуха - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

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

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

• 5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и на

пряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более te = 2 часов;

• -    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 часов;

• -    Сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -    Резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

• •    в журнале событий счётчика:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счетчике;

• •   журнал событий УСПД:

• -    параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -    коррекции времени в УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• •    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -    электросчётчика;

• -    промежуточных клеммников вторичных цепей;

• -    испытательных коробок;

• -   УСПД;

• -     сервера;

• •    защита информации на программном уровне:

• -    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи)

• -    установка пароля на счетчик;

• -    установка пароля на УСПД;

• -    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• •    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• •    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 35 суток; (функция автоматизирована); при отключении питания - не менее 3 лет;

• •    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.