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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5, 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии 1,0 ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (29 измерительных каналов).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановок (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ 3000».

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и баз данных АИИС КУЭ, АРМы пользователей, каналообразующую аппаратуру связи, коммуникационное оборудование.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии связи до интернет-провайдера.

АИИС КУЭ ОАО «Череповецкий Азот» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя таймеры УСПД, счетчиков, УССВ на базе приемника точного времени. Сличение времени УСПД с временем УССВ осуществляется непрерывно. Коррекция времени в УСПД производится автоматически по сигналам подключенного к нему УССВ, допустимое расхождение времени ±0,1 с. Сличение времени счетчика по времени УСПД осуществляется каждые 3 мин. Коррекция времени в счетчиках производится при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 2 с, не чаще одного раза в сутки. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 4 с.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Череповецкий Азот» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

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:

параметры сети: напряжение (0,98 +1,02) ином; ток (1 4-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

падение напряжения в линии соединения счетчика с TH не более 0,25%;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети:

напряжение (0,9 4-1,1) ином; ток (0,024-1,2) 1ном; 0,5 инд.<соб<р<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 40°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60С; для сервера от +15 до +35 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для точек измерений № 1-3, 12, 13, 25, 29 от +15 °C до +30 °C, для точек измерений № 4-11, 14-24, 26-28 от -5 °C до +30 °C;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. 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.

Параметры надежности применяемых в системе измерительных компонентов:

• - электросчётчик среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0,5 ч;

• - сервера - коэффициент готовности не менее 0,995, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;

Надежность системных решений:

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в электроснабжающую организацию с помощью резервного GSM канала связи;

• -  резервирование баз данных производится в двух независимых серверах АИИС и Баз даных

• -  в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - коррекции времени;

• - перезапуск УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательной коробки;

-УСПД;

• - серверов;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчике;

• - пароль на УСПД;

• - пароль на серверах;

• - пароль на АРМ;

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - Сервера (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации

• -  состояний средств измерений (функция автоматизирована);

• -  результатов измерения (функция автоматизирована);

• -  результатов измерений и состояний средств измерений автономным способом;

• -  с целью контроля - визуальным способом со счетчика и с УСПД.

Цикличность измерений электроэнергии:

• -  30 минутные приращения (функция автоматизирована);

Цикличность сбора информации измерений и состояния средств измерений:

- 3, 30, 60 мин, 1 раз в сутки, 1 раз в месяц (период настраивается при конфигурации, функция автоматизирована);

Глубина хранения информации (профиля нагрузки):

• -  электросчетчик тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• -  Сервера АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за период не менее 4 лет (функция автоматизирована).