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 электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин., 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 средств измерений со стороны 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 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), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) типа ТОЛ-10-1-1У2, 150/5, Госреестр СИ № 15128-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) типа НАМИТ-10-2 УХЛ 2, 10000/100, Госреестр СИ № 16687-07, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА EA05RAL-P3B-4 (Госреестр СИ № 16666-97), класс точности 0,5S по активной энергии (ГОСТ 30206-94) и класс точности 1,0 по реактивной энергии (ГОСТ 26035-83).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр СИ № 37288-08) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - образует информационно-вычислительный комплекс центра сбора и обработки данных АИИС КУЭ, на базе информационно-вычислительного комплекса ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр СИ № 20481-00), включающий сервер базы данных АИИС КУЭ совмещенный с автоматизированным рабочим местом (АРМ), каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение Альфа-Центр.

В качестве первичных преобразователей тока в ИК использованы измерительные трансформаторы тока типа ТОЛ-10-1-1У2, в качестве первичных преобразователей напряжения использованы измерительные трансформаторы напряжения типа НАМИТ-10-2 УХЛ 2.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА EA05RAL-P3B-4.

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

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

УСПД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы. Передача данных осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM на сервер БД службы эксплуатации энергосистемы ЗАО «Гелиос Таун» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Коррекция времени УСПД производится от часов сервера БД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов УСПД АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков, при расхождении со временем УСПД более чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД, сервера БД) не превышает ±5 с.

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.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1. Таблица 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД 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 ЗАО «Гелиос Таун» 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 = 50 000 ч., средний срок службы 30 лет;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч., средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор напряжения - 30 лет.

Надежность системных решений:

• ■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;

• ■ регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера БД;

• ■ защита информации на программном уровне:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

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

• ■ УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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