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 - трансформаторы тока (ТТ) типа Т-0,66, 400/5, Госреестр СИ № 22656-07 и

ТПЛ-10-М 150/5, Госреестр СИ № 22192-07, 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 электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (3 точки измерений);

чающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4.

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

Лист № 2 всего листов 7 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.

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

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

Передача данных осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM на АРМ АИИС КУЭ ОАО «Электромонтаж-55» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

Коррекция времени счетчиков производится от часов сервера БД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, АРМ ) не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: 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 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

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, % Номинальные значения

первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы:

- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков, °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с, не более

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

Лист № 5 всего листов 7 Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Электромонтаж-55» 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 = 120 000 ч., средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор напряжения - средний срок службы 30 лет

Надежность системных решений:

• ■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по коммутируемой

телефонной линии сети стандарта GSM;

• ■ регистрация событий:

в журнале событий счётчика: параметрирования;

пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной колодки;

АРМ;

• ■ защита информации на программном уровне: установка пароля на счетчик;

установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

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

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