АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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);

• -    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- ый уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800, вторичные измерительные цепи, образующие 3 измерительных канала (далее - ИК) системы по количеству точек учета электроэнергии.

• 2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных УСПД RTU-325, которое устанавливается в здании КЦ КС «Вавожская», устройство синхронизации системного времени, каналы сбора данных со счётчиков, коммуникационную аппаратуру.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, устройство синхронизации системного времени и каналы сбора данных с уровня ИВКЭ, каналы передачи данных субъектам ОРЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за период 0,02 с.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков, установленных в ЗРУ-10 кВ КС «Вавожская». Сервер уровня ИВК производит опрос УСПД не реже 1 раза в сутки.

УСПД уровня ИВКЭ в автоматическом режиме осуществляет сбор данных со счетчиков, обработку информации и передачу данных посредством каналообразующей аппаратуры на сервер уровня ИВК. Сервер уровня ИВК в автоматическом режиме осуществляет сбор данных с УСПД уровня ИВКЭ, обработку информации и передачу данных вышестоящим субъектам ОРЭ посредством каналообразующей аппаратуры.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах, в частности в счётчиках, где происходит датирование измерений, с точностью не хуже ±5 се-кунд/сутки. Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. В качестве приёмника сигналов GPS о точном астрономическом времени используются устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключаемые к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков А1800, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, Альфа-Центра в составе ИВК верхнего уровня и счетчиков, составляет 1 с. Проверка точности хода часов во всех компонентах системы происходит 1 раз в час. Для синхронизации времени ПО «Альфа ЦЕНТР» комплектуется программным модулем Альфа ЦЕНТР Коммуникатор.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Журналы событий счетчиков 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.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» Увинское ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Чайковский» КС «Вавожская»

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Основные метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,3.

Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325 (Госреестр №19495-03, зав. № 004941), уровень ИВК - на базе Комплекса измерительно-вычислительного учета электроэнергии АИИС КУЭ Альфа- Центр (Госреестр №20481-00).

Таблица 1 - Состав измерительных каналов

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики измерительных каналов в части активной электроэнергии

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики в части реактивной электроэнергии

Примечания:

• 1.  Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3.  Нормальные условия эксплуатации:

• -  параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 + 1,01)U_H; диапазон силы тока - (1,0  1,2)1_н; диапазон

коэффициента мощности cos<p (sinip) - 0,5 + 1,0(0,6 * 0,87); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• -  температура окружающего воздуха: ТТ и TH - от - 40°С до + 50”С; счетчиков - от + 18°С до + 25°С; ИВКЭ - от + 10’С до + ЗО’С; ИВК - от + 10°С до + 30“С

• -  магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4.  Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

• -  параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 l,l)U_Hi; диапазон силы первичного тока -

(0,05 * 1,2)1_н1; коэффициент мощности cosq> (sincp) - 0,5   1,0(0,6 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от - 30°С до + 35°С.

Для электросчетчиков:

• -  параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)U_h2; диапазон силы вторичного тока -(0,05 + 1 ,2)1н2; коэффициент мощности cos<p (sincp) - 0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от + 10°С до + 30°С;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

• 5.  Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 6.  Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2006 .

Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час;

• - ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• 1) параметрирования;

• 2) пропадания напряжения;

• 3) коррекция времени

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• 1) счетчика;

• 2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• 3) испытательной коробки;

• 4) УСПД;

• - наличие защиты на программном уровне:

• 1) пароль на счетчике;

• 2) пароль на УСПД;

• 3) пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;

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

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