АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго» по ГТП ВО АО «Опытный завод СМиК» представляет собой трехуровневую территориально-распределенную информационно-измерительную систему с централизованным управлением.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) классов точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М.16 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на присоединениях, указанных в таблице 1.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С70» и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных АИИС КУЭ (сервер БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей, специализированное программное обеспечение (ПО) и аппаратуру приема-передачи данных.

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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи RS485 поступает на вход УСПД «Сикон С70», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача данных по каналу сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы - сервер БД ОАО «Самараэнерго».

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 по проводным линиям связи RS-485 поступает на вход коммуникаторов GSM С-1.01, с помощью которого осуществляется передача данных по каналу сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы - сервер БД ОАО «Самараэнерго».

На третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД ОАО «Самараэнерго» по сети Интернет или по резервному каналу сотовой связи стандарта GSM. АИИС обеспечивает передачу информации в автоматизированном режиме в виде электронного документа , сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language XML).

АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго» по ГТП ВОАО «Опытный завод СМиК» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на базе GPS-приемника, внутренние часы счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Время сервера синхронизировано с временем УСВ, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Синхронизация времени УСПД «Сикон С70» и счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М.16 с временем сервера БД ОАО «Самараэнерго» осуществляется раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

лист № 3

всего листов 6

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Самараэнерго» по ГТП ВОАО «Опытный завод СМиК» 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

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 -5-1,02) U_Hom; ток (1 ±1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

• -  температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

Приложение к свидетельству №_____________ лист № 4

об утверждении типа средств измерений                                   всего листов 6

• 4. Рабочие условия:

• -  параметры сети: напряжение (0,9 -е- 1,1) U_HomJ сила ток (0,024-1,2) 1_ном для ИК № 1,2 для остальных ИК сила тока (0,05-5-1,2); 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45 °C до + 70 °C; для счетчиков от минус 40 °C до +60 °C; для УСПД от минус 10 °C до +50 °C; для сервера от плюс 10 °C до +40 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosq> = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 30 до +40 °C;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.00, ПСЧ-4ТМ.05М.16 по ГОСТ Р 52322-05 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 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.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

• - электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• - УСПД «Сикон С70»- среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановле

ния работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД и счетчиков электроэнергии с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

• - электросчетчика,

• - УСПД,

• - сервера.

Приложение к свидетельству №_____________ лист № 5

об утверждении типа средств измерений                                   всего листов 6

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений: 30-ти минутных приращений (функция автоматизирована);

• - сбора: 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

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

• - УСПД «Сикон С70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 2 года;

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