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

аблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:

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 проводной 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 (ОАО «АТС», СОСЦУ 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 ИИК ТУ ЗАО «Янтарь» (7 экз.) содержит в своем составе:

• • Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10, ТПФ-10, ТВК-10 УХЛЗ, ТВЛМ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.

• • Измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66, НАМИТ-10УХЛ2 по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.

• • Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/l,0.

• • Вторичные цепи.

• • Каналы связи со 2 уровнем - выделенная линия связи интерфейса RS-485.

2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:

. Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер (HP 470064-658 МЫ 10G5 Х3210 (QuadroCore/2.13GHz), 1GB, 250GB HP-SATA NHP DVDRW noFDD).

• • Технические средства приёма-передачи данных:

• - преобразователь-коммутатор ПР-4-4 для согласования работы четырех интерфейсов RS-232C с преобразованием сигналов для передачи/приема информации по четырем каналам интерфейса RS-485;

• - модемы (ZyXEL OMNI).

• • Каналы связи:

• - между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера

Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);

• •  Источник бесперебойного питания (ippon Smart Power 1000 VA).

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

• • АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

• •   Программные средства:

• - ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server.

• - 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: Сбытовая компания - поставщик электроэнергии; ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ; ОАО «Воронежская энергосбытовая компания».

• - ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ состоит из блока синхронизации времени счетчиков БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленном в серверном шкафу в диспетчерской ЗАО «Янтарь». Блок БСЧРВ-011 предназначен для преобразования протокола сигнала поступающего со спутникового приемника GPS в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М. Блок БСЧРВ-011 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. 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 суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. 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.

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. Рабочий проект «Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь» шифр НСЛГ.466645.016. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 2 - 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 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС при доверительной вероятности 0,95

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

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

Wp5%(W_Q5«_/n), Wp20 % (W_Q20 •/.), W_Pioo%(W_Qioo%), W_P120 %(W_Q|2O%) - значения электроэнергии при I/In =5 %, 20%, 100%, 120%

Таблица 5-Условия эксплуатации

Надежность применяемых в системе компонентов. Для трансформаторов тока:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• •  срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 300000 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 35000 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.;

• •  среднее время наработки па отказ не менее 35000 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 1 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.