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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения (ИИК ТИ), трансформаторы тока (ТТ) типа: RM160-E12/2A (Госреестр СИ № 25559-03), 2500/5; класс точности 0,2S; Т-0,66 (Госреестр СИ № 22656-07) 1500/5; класс точности 0,5S по ГОСТ 7746 и счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Ев-роАльфа мод. EA05-RAL-B-4 (Госреестр СИ № 16666-97), мод. EA05-RAL-B-4W (Госреестр СИ № 16666-07), типа «АЛЬФА А1800» мод. A1805RALQ-P4GB-DW-4 (Госреестр СИ № 31857-06) класса точности 0,5S по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (9 точек измерений).

• 2- й уровень - информационно вычислительный комплекс (ИВКЭ), включающий в себя комплекс аппаратно-программных средств для учета электрической энергии на основе УСПД на базе RTU 325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр СИ № 19495-03) и каналообразующую аппаратуру.

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) ИВК Альфа Центр.

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

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 проводной линии связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

Коррекция хода системных часов (астрономическое время, внутренние часы счетчика) АИИС КУЭ производится от системных часов Сервера ОАО «Петербургская сбытовая компания» (ОАО «ПСК») в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов Сервера ОАО «ПСК» и часов АИИС КУЭ ООО «Северо-Западный ТехноПарк» превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков и УСПД АИИС КУЭ ООО «Северо-Западный ТехноПарк».

Журналы событий счетчика электрической энергии 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.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечание:

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

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Северо-Западный ТехноПарк» приведены в табл. 4.

Таблица 4

Примечание: В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч. (А1800) и

Т= 50000 ч. и Т= 80000 ч (ЕвроАльфа), средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - средний срок службы 25 лет.

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч., средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или по телефонной линии GSM-сети. Регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;

• - в журнале УСПД: параметрирования; пропадания напряжения, коррекции времени в УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счётчи

ка; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; сервера базы данных;

• - защита информации на программном уровне: установка пароля на счетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на СБД.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

• - УСПД - хранение информации при отключении питания - 3 года;

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