АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИСКУЭ решает следующие задачи:

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

• - периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью (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 комплексы, включающие в себя:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛШ-10 - 6811-78; регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛП-10 - 30709-06;

• - трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ЗНОЛ-06 - 3344-04 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для VRQ3n/S2 - 21988-01;

• - счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для EA05RL-C-3W, EA05R1L-C-3, EA05R1L-C-3W - 16666-97, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

• 2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-327», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени.

• 3-й уровень информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной 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.

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 поступает на выходы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а так же отражение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участника оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД «RTU-327» осуществляется раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков ЕвроАльфа с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.

Таблица 3 -

Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1  Характеристики основной относительной погрешности ИК, и относительной погрешности в рабочих условиях (границы интервала, соответствующие вероятности 0,95) даны для измерения электроэнергии средней мощности (получасовой);

• 2 Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) и_ном; ток (1,0-1,2) 1_ном, cosj = 0,90 инд.;

• - температура окружающего воздуха (20±5) °С;

• 3 Рабочие условия:

• - параметры сети: параметры сети: напряжение (0,9-1,1) и_ном; ток (0,05 - 1,20) 1_ном, 0,5 инд. < cos j < 0,8 емк;

• -   допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 25 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

• 4 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд., и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;

• 5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерений реактивной электроэнергии;

• 6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. При этом владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик ИК.

• 7 Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  счетчик электрической энергии-среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• 8 Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источников бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

• 9 В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекция времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекция времени в счетчике и УСПД;

• -  пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД.

• 10 Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчетчика;

• -  промежуточных клеммников и вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• - УСПД;

• -  сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• -  электросчетчика;

• - УСПД;

• -  сервера.

• 11 Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• -  УСПД (функция автоматизирована);

• -  ИВК (функция автоматизирована).

• 12 Возможность сбора информации:

• -  о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• -  о результатах измерений (функция автоматизирована).

• 13 Цикличность:

• -  измерений 30 мин. (функция автоматизирована);

• -  сбора (функция автоматизирована).

• 14 Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания -не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток (функция автоматизирована);сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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