АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

• -  периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• -  автоматическое сохранение 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 объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• -  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат»;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат»;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ООО «Тавдин-ский фанерный комбинат» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (10 точек измерений).

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, устройство син-

хронизации системного времени yCCB-35HVS и каналообразующую аппаратуру.

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника. Время часов сервера синхронизировано с временем УСПД, погрешность синхронизации не более 1 с. Сличение времени часов счетчиков со временем часов УСПД происходит каждые 30 мин, корректировка времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД ± 3 с, но не чаще чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тав-динский фанерный комбинат. Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» и их основные метрологические характеристики

Примечания:

• 1.   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

• 2.   В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва

ла, соответствующие вероятности 0,95;

• 3.   Нормальные условия:

• -    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.;

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

• 4.    Рабочие условия:

• •    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom;

• •    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,05 Ihom cos j = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 0 до плюс 35 °С ;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» как его неотъемлемая часть.

• 8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ив) не более 2ч.;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания сервера опроса и сервера баз данных с помощью источника бесперебойного питания;

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по каналам сотовой связи через GSM/GPRS-модем или посредством ручного сбора данных.

В журналах событий фиксируются факты:

• -  журнал счётчика:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике;

• -  журнал сервера:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчиках;

Мониторинг состояния АИИС КУЭ:

• -  возможность съема информации со счетчика автономным и удаленным способами;

• -  визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

• -  наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

• -  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчётчика;

• -  сервера;

• -  защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:

• -  установка пароля на счетчик;

• -  установка пароля на сервер опроса и сервер БД, АРМы, ПО.

Возможность коррекции времени в:

- ИИК - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -  ИВК - сервер, АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -  состояний средств измерений (функция автоматизирована);

• -  результатов измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• -   измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);

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

Возможность предоставления информации результатов измерений (функция автоматизирована):

• -  заинтересованным организациям;

Глубина хранения информации:

• -   электросчетчик СЭТ.4. ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 60 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

• -   Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).