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 ТЛО-10-2 У3, 400/5, ТЛО-10-3 У3 200/5

Госреестр СИ № 25433-08, ТОЛ-10-1-2, 600/5 Госреестр СИ № 7069-07 класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100, класс точности 0,5, по ГОСТ 1983-2001, Госреестр СИ № 16687-07 и счётчики активной и реактивной электрической энергии ЕвроАЛЬФА ЕА05КАЪ-В-4 (Госреестр СИ № 16666-97 и № 16666-07) и АЛЬФА А1800 А1805RALQ-P4GB-DW-4 (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по активной энергии (ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005) и класс точности 1,0 по реактивной энергии (ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005), установленные на объекте, указанные в табл. 1 (6 точек измерения).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя многофункциональный автоматический регистратор (МАВР) Е104, многоканальное устройство связи (МУС) Е200, модуль образцового времени (МОВ) Е303, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, программный комплекс (ПК) «СПРУТ».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-

Лист № 2 всего листов 7 ступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа АЛЬФА А1800 A1805RALQ-P4GB-DW-4 и ЕвроАЛЬФА EA05RAL-B-4.

Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерение 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.

Посредством программного обеспечения измерительно-вычислительного комплекса «Спрут» (Госреестр СИ № 18897) осуществляется сбор данных со счетчиков и их хранение на сервере БД АИИС КУЭ ЗАО «Плодоовощной комбинат «Купчино».

Формирование базы данных ИВК «Спрут» осуществляется в автоматическом режиме считывания данных с цифровых выходов счетчиков.

Подключение счетчиков к МАВР осуществляется посредством цифрового интерфейса RS-485. В состав функций МАВР входит считывание по стыку RS-485 со счетчиков архивов значений измеренных величин в формате 30-ти минутных графиков нагрузки, протоколов событий счетчиков, архивирование в энергонезависимой памяти считанной информации и передача ее на верхний уровень системы. Кроме того МАВР Е104 формирует технические профили нагрузки (5 минут) и информацию о текущих значениях измеряемых величин для реализации в системе контроля параметров потребления с периодом 5 - 10 секунд. При организации опроса счетчиков МАВР Е104 совместно с другими устройствами ИВК «Спрут» реализует функцию доставки пакетов протоколов «AIN ALPHA Communications Protocol / ANSI C12.18-C12.21/ PMCP/ TCP/IP» к счетчикам и обратно.

Информация в цифровом виде с интерфейсов счетчиков по проводной линии связи поступает на вход МАВР Е104, который осуществляет сбор и хранение в собственной памяти полученной информации, передачу накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также обеспечение доступа энергоснабжающей организации к памяти счетчиков по коммутируемой телефонной линии.

На верхнем - втором 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 счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.

Модуль образцового времени (МОВ) входит в состав системы обеспечения единого времени (СОЕВ). МОВ оснащен приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы МОВ синхронизированы по сигналам точного временем приемника, сличение 1 раз в минуту, погрешность синхронизации не более 0,1 с. По часам МОВ осуществляется коррекция внутренних часов сервера БД и МАВР. МАВР осуществляет коррекцию часов счетчиков. Сличение часов сервера БД с часами МОВ осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера БД и МОВ более чем на ±2 с. Сличение часов МАВР с часами МОВ осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов выполняется при расхождении часов МАВР и МОВ более чем на ±3 с. Сличение часов счетчиков с часами МАВР не реже одного раза в 30 минут, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами МАВР более чем на ±2 с.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 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.

В комплект поставки АИИС КУЭ ЗАО «Плодоовощной комбинат «Купчино» входят:

Таблица 3

Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «Плодоовощной комбинат «Купчино» приведены в табл. 4.

Таблица 4

Примечание: В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной по-

грешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• — счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, средний срок службы 30 лет;

• — трансформатор тока - средняя наработка до отказа 4-10⁵ часов;

• — трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа 4-10⁵ часов. 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 и журнале событий компьютера автоматизированного рабочего места.

— Защищённость применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• — электросчётчика;

• — промежуточных клеммников цепей напряжения;

• — испытательной колодки;

• — сервера БД;

• ■ защита информации на программном уровне:

• — установка пароля на счетчик;

• — установка пароля на сервер БД. Глубина хранения информации:

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

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