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 и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

• - хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

• - обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

• - разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

• - передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам розничного рынка электрической энергии (далее внешним организациям);

• - предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и 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;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ),

• - вторичные измерительные цепи,

• - многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

• - автоматизированное рабочее место сервера ООО «Амкор ТП Санкт-Петербург» (далее АРМ),

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),

• - программное обеспечение ПО «Альфа ЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

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

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.

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.

АРМ сервера осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования, и по резервному каналу GSM-связи.

Коррекция часов компонентов системы (внутренних часов счетчиков) производится от системных часов сервера баз данных ООО «Энергия холдинг» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если при расхождении показаний часов сервера баз данных ООО «Энергия холдинг» и часов счетчиков АИИС КУЭ более, чем на 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журналах событий счетчиков и сервера баз данных. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и расхождение показаний в секундах счетчиков и сервера баз данных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не

Лист № 3 всего листов 6 хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Количество ИК коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А Рабочие условия эксплуатации:

-       напряжение

-       ток

-       коэффициент мощности, cos j

-       температура окружающей среды, ° С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов системы, с

Лист № 4 всего листов 6 Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Амкор ТП Санкт-Петербург» приведены в табл. 3.

Таблица 3

Примечание:

В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 1000000 ч. Средний срок службы 30 лет;

• - GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 ч;

• - модем для коммутируемых линий, не менее 200000 ч. Надежность системных решений:

• - резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

• - счетчиками электрической энергии:

o попыток несанкционированного доступа;

o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

o коррекции текущих значений времени и даты;

o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

o перерывов питания;

o самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок;

• - АРМ сервера.

Защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии;

• - установка пароля на АРМ сервера;

• - возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

- АРМ сервера - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.