АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодически (1 раз в 30 мин) 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;

• - передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

• - предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

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

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленных на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

Между уровнями ИИК и ИВК по точкам измерения 10-30, 33-39 с помощью контроллеров Сикон ТС65 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), счетчики электроэнергии, установленные в ПС 800 РУ-6 кВ и подключаемые по интерфейсу RS-485 к устройству сбора и передачи данных (УСПД), выполненному на основе сетевого индустриального контроллера СИКОН С70 (№28822-05 в Государственном реестре средств измерений), в котором осуществляется первичная обработка параметров энергопотребления, вычислительные операции, накопление результатов за определенный период времени и передача информации на уровень ИВК.

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

• - автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

• - контроль достоверности результатов измерений;

• - восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

• - разграничение прав доступа к информации.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (IROBO-2000-4385TRHN), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (№41681-10 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

• - автоматический регламентный сбор результатов измерений;

• - автоматическое выполнение коррекции времени;

• - сбор данных о состоянии средств измерений;

• - контроль достоверности результатов измерений;

• - восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

• - возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

• - хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

• - ведение нормативно-справочной информации;

• - ведение «Журналов событий»;

• - формирование отчетных документов;

• - передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

• - безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

• - конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

• - предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

• - диагностику работы технических средств и ПО;

• - разграничение прав доступа к информации;

• - измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows ХР. На АРМ также установлен ПО «Пирамида 2000. АРМ».

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

• - отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

• - показатели режимов электропотребления;

• - максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

• - допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

Лист № 3 Всего листов 12 Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

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

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям

связи поступает на входы УСПД Сикон С70 или контроллера Сикон ТС65, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу до сети провайдера (основной канал) или через канал сотовой связи (резервный канал).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСВ-2 осуществляет коррекцию часов УСПД и счетчиков. Сличение показаний часов УСВ-2 и УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка показаний часов УСПД выполняется при достижении расхождения показаний часов УСВ-2 и УСПД ± 1 с. Сличение показаний часов счетчиков с показаниями часов УСПД один раз в сутки, корректировка показаний часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с показаниями часов УСПД ± 2 с.

Погрешность часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика электрической энергии;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер.

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Продолжение таблицы 3

Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

• 2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.

• 3. Нормальные условия:

• •  температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

• •  относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

• •  атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• •  напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• •  частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• •  индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия:

• •  температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

• •  относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха

30°С;

• •  атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• •  напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• •  частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• •  индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Международный аэропорт Шереметьево» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

Надежность системных решений:

• •   резервирование питания сервера с помощью устройства АВР;

• •   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - рынка электроэнергии по электронной почте.

Глубина хранения информации:

• •   счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

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

• 7.   Надежность применяемых в системе компонентов:

• •   счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• •   сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.