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.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по ГТС 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 (НП «Совет рынка», СО-СДУ ЕЭС, РДУ, ФСК). 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 одной измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) ООО «Аква-Холод» содержит в своем составе:

• • измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛМ-10 (2 шт.) по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• • измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66 (1 шт.) по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• • многофункциональный микропроцессорный счетчик электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом (счетчики) 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 счетчика БСЧРВ-011М в комплекте с GPS приемником BR-355;

• • технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень: коммутируемый канал связи ГТС (модем ZyXEL OMNI);

. автоматизированное рабочее место (АРМ).

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

. сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HEWLETT PACKARD Proliant VL 570 2x3.OCPU/2GbRAM/8Power Supplies;

. COEB: GPS приемник Garmin 35-HVS;

• • источник бесперебойного питания Smart UPS RT 3000 VA;

• • технические средства приёма-передачи данных (модемы ZyXEL U-336R, ZyXEL OMNI, GSM модем SIEMENS MC 35i) внешним пользователям (субъектам ОРЭ, НП «Совет рынка»,

СО-ЦДУ «ЕЭС»): основной канал - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет и резервный - телефонная сеть общего пользования;

• •  АРМы диспетчера, пользователей (3 шт.);

• • технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

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, НП «Совет рынка», СО-ЦДУ «ЕЭС»;

• •   ПО «Альфа-Центр» (программа «Сервер опроса» для опроса счетчика);

. ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ реализована в виде блока синхронизации часов реального времени счетчика БСЧРВ-ОИМ и спутникового приемника, предназначена для преобразования протокола сигнала, поступающего со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков. Корректирует время в счетчиках 1 раз в сутки. Синхронизация ИВК с функциями ИВКЭ осуществляется от GPS приемника каждые полчаса. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с/сут.

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

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 2- Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации ИК № 1 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95___________________________________________

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

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

Wp5%(W_Q5«/.), W_P20% (W_Q20%), Wp_1Oo%(W_Q1Oo%), W_P12o%(W_Qi2o%) - 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 440000 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-011М):

• •  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.