АИИС КУЭ представляет собой многофункциональною, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной 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;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников розничного 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 - трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электроэнергии «ЕвроАЛЬФА» EA05RAL-P3B-4(W) класс точности в части активной энергии 0,5S ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005.

• 2- й уровень - сервер базы данных АИИС КУЭ ОАО «Севкабель», автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ), каналообразующая аппаратура и измерительно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) «Спрут» (Госреестр РФ № 18897-05), состоящий из: многофункциональных автоматических регистраторов (далее - МАВР) Е104, модулей образцового времени (далее - MOB) ЕЗОЗ, многоканальных устройств связи (далее -МУС) Е200, программного обеспечения (далее - ПО) на базе ИВК «Спрут».

В качестве первичных преобразователей напряжения и тока в измерительных каналах (далее - ИК) использованы измерительные TH типа ЗНОЛ.06-6 УЗ (Госреестр РФ № 3344-08), кл. точности 0,5 и измерительные ТТ типов ТПОЛ-Ю УЗ (Госреестр РФ № 1261-08), Т-0,66-М УЗ, Т-0,66 УЗ (Госреестр РФ № 22656-07), кл. точности 0,5S. Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.

Измерение электрической энергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа «ЕвроАЛЬФА» EA05RAL-P3B-4(W) (Госреестр РФ № 16666-97 и № 16666-07), кл. точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - 2 уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется непосредственно со счетчиков при помощи каналообразующей аппаратуры, программных и аппаратных средств ИВК «Спрут» по коммутируемым телефонным линиям или по каналам сотовой связи.

Коррекция хода системных часов АИИС КУЭ ОАО «Севкабель» (астрономическое время, внутренние часы счетчика) производится от МОВ (входит в состав ИВК «Спрут»), установленных в ЦСОИ-1 и ЦСОИ-2. МОВ позволяют производить коррекцию хода часов автоматически во всех элементах АИИС КУЭ ОАО «Севкабель» (регистраторах, счётчиках, серверах) в соответствии с сигналами, полученными из системы спутниковой навигации GPS, если расхождение превосходит 2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

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

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Севкабель».

Продолжение таблицы 3

Таблица 1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Севкабель».

Продолжение таблицы 1

Примечания:

• 1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Севкабель» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как'его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Севкабель» приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов, %.

Продолжение таблицы 2

Примечание:   В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны

пределы допускаемых относительных погрешностей результата измерений при доверительной вероятности 0,95.

Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9-5-1,1)U_HOm; ток (0,01h-1,2)I_HOm; coscp от 0,5 инд. до 1,0 инд.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов, счетчиков от 0 до 30°С.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч. Средний срок службы не менее 30 лет;

• - ТТ и TH - средний срок службы 25 лет.

Надежность системных решений:

■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;

• ■ регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места.

Защищённость применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

• ■ защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• ■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• ■ ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.