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

Таблица 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 счетчика. 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.

В цифровом виде измеренная в счетчике информация по каналам радиосвязи передается на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (ГТС коммутируемый и Интернет) вышестоящим пользователям (сбытовая компания - поставщик электроэнергии, ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго», «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ, ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по ИИК ТУ. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

• 1- й уровень - уровень 4 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:

• • измерительные трансформаторы тока (ТТ) типов ТПОЛ-10 и ТПЛ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• • измерительные трансформаторы напряжения (TH) типов НТМИ-6-66 и НТМИ-6 по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• • вторичные цепи;

• • многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом RS-485 (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типов СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5s/0,5 и ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5s/l,0;

• • технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень - радиомодем «Спектр-33»;

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

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

• 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 на основе аппаратных средств - сервер HP ProLiant ML350R05 Х5140 (2.13GHz-lx4MB) Dual Core IP, 1GB, 120GB HP-SATA 2.5 ETY ly WTY;

• •  источник бесперебойного питания Ippon Smart Power Pro 1000 VA;

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

• • АРМы диспетчера, пользователей;

• • технические средства приёма-передачи данных от ИИК ТУ в ИВК с функциями ИВКЭ (радиомодем «Спектр-33»), обмен данными с внешними пользователями- потребителями информации обеспечивается в автоматическом режиме через коммутируемый канал телефонной ГТС и On Line Internet канал (модемы ZyXEL OMNI, ZyXEL ADSL2+).

Программные средства:

• •   ОС Microsoft Windows/server 2003;

• •     программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» (версия 2.2 НСЛГ.466645.018 ПА), содержащее программные модули: Модуль администратора; Модуль администратора отчетов; Модуль ручной обработки данных; Модули диспетчерского контроля информации АСКУЭ; Модуль ручного ввода (редактирования) данных; Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП; Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070) в ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»; Модуль формирования и отправки макетов 80020 в ОАО «АТС»; Модуль контроля доставки в ОАО «АТС» макетов 80020; Модуль генерации отчетных форм; Модуль загрузки данных из текстовых файлов «Конфигуратора СЭТ-4ТМ»; Модуль контроля коррекции времени в ИИК.

• •  ПО «Энфорс Энергия+» (версия 1.6.9 НСЛГ.4666445.018 И4) для сбора коммерческой информации со счетчиков (программа «Collector»);

• •  ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для настройки счетчиков.

Организация системного времени. СОЕВ обеспечивает непрерывный прием сигналов точного времени от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355. Коррекция времени в счетчиках осуществляется блоком БСЧРВ-011 один раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ и АРМах - каждые полчаса с точностью ±2 с/сут. Источником точного времени для ИВК с функциями ИВКЭ является счетчик СЭТ-4ТМ.02.2, а для АРМ - сервер.

Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечивать при этом точность системного времени ± 5 с/сут.

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 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 КУЭ и их состав

Примечание - Допускается замена ТТ, TH 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 3 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных¹ условий эксплуатации ИК № 1-4 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

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

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• •  трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• •  трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• •  счётчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83

Таблица 5-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 (сэт-4тм.02.2) не менее 55000 ч, (псч-4тм.05) не менее 90000 ч

• •  среднее время восстановления не более 2 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 не более 1 ч.

Для СОЕВ:

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

• •  среднее время восстановления не менее 0,5 ч;

• •  блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры:

• •  среднее время наработки на отказ:

радиомодем «Спектр 433» не менее 25000 ч,

модемы ZyXEL OMNI и ZyXEL ADSL2+ не менее 44000 ч,

сетевой коммутатор ZyXEL ES-4024 не менее 219793 ч,

• •  среднее время восстановления не менее 0,4 ч.

Для каналов передачи данных:

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  скорость передачи данных 9600 бит/с.

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 событий в журнале событий счётчика:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в счетчике

Регистрация событий 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;

• •  счётчика;

• •  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:

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