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 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 и мониторинг 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 - измерительно-информационный комплекс точек измерения, включающий:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ),

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

• - счетчики электрической энергии многофункциональные.

• 2- й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU325Т-Е2-M4-B-IN120-D20, приемник сигналов спутникового времени (устройство синхронизации системного времени 16 HVS).

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

• - автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ ОАО НПК «Северная Заря» (далее АРМ),

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

• - программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной линии связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.

На верхнем - третьем 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 УСПД по коммутируемым линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УСПД и приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы компонентов системы (сервер, УСПД, счетчики) синхронизированы с часами приемника. Сличение часов УСПД, сервера и счетчиков с часами приемника не реже одного раза в 30 минут, корректировка происходит при расхождении ±2 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с. Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 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.

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 всех компонентов системы, с

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО НПК «Северная Заря» 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:

- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- ТТ , ТН - средний срок службы не менее 30 лет;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч , средний срок службы 30 лет.

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 );

- УСПД:

o попыток несанкционированного доступа;

o связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

o перезапуска УСПД;

o коррекции текущих значений времени и даты;

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;

- УСПД;

- АРМ.

Защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

- 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;

• - УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;

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