АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго» 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 ОРЭ ПС «Ростовэнерго» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств далее АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго»;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго»;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (45 точек измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД), устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру 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 мощ -ность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на сервер БД.

В сервере БД выполняются вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также 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 ОРЭ ПС «Ростовэнерго» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит 1 раз в 10 мин. допустимое рассогласование времени УСПД от времени УССВ ± 1 с. Коррекция времени сервера по времени УСПД происходит при каждом сеансе связи 1 раз в 30 мин. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит каждые 6 часов, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД более ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с/сут.

Комплектность АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго» определяется в паспорт-формуляре № 18/08-09.АСУ.ФО.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии оптового рынка электроэнергии подстанций «Ростовэнерго» (АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго»). Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОРЭ ПС «Ростовэнерго » и их основные метрологические характеристики

Окончание таблицы 2

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, cosj = 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 для точек измерений № 1 - 4, 8 - 13, 17 - 21, 23 -39, 41 - 45; ток (0,02 - 1,2) Ihom для точек измерений № 5 - 7, 14 - 16, 40;

• •    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 65 °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 cosj = 0,8 инд. для точек измерений № 1 - 4, 8 - 13, 17 - 21, 23 - 45, I=0,02 Ihom cosj = 0,8 инд. № 5 - 7, 14 - 16 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии

20 ± 5 °С для точек измерений № 1, 2, 5 - 7, 14, 15, 39 - 45,

от минус 10 до плюс 30 °С для точек измерений № 3, 4, 13;

от 10 до 30 °С для точек измерений № 16, 26, 27, 29, 30, 34 - 36;

от минус 10 до плюс 40 °С для точек измерений № 8 -12, 17, 18, 33, 37, 38;

от 5 до 25 °С для точки измерений № 19;

от минус 15 до плюс 40 °С для точек измерений № 20 - 25, 28;

от минус 30 до плюс 40 °С для точек измерений № 31, 32;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии ГОСТ Р 26035-83 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 ОРЭ ПС «Ростовэнерго» как его неотъемлемая часть.

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2ч.;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 30000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -   резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• -   журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• -   журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

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

• - электросчетчика;

• - УСПД;

- сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

• -   электросчетчиках (функция автоматизирована);

-   УСПД (функция автоматизирована);

-   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-   о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-   о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-   один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

менее 117 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания -не менее 5 лет;

-     Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).