АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, средней интервальной мощности;

• - периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени;

• - 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 средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электрической энергии;

• - передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Тульское РДУ, ОАО «Квадра» в рамках согласованного регламента;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ 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;

• - автоматическое ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Первый уровень системы - уровень ИИК. Уровень ИИК состоит из установленных на объекте измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, микропроцессорных счётчиков электрической энергии, подключенных к измерительным трансформаторам. Для передачи измерительной информации со счетчиков электрической энергии на уровень ИВКЭ используется интерфейс RS-485.

Второй уровень системы - уровень ИВКЭ. ИВКЭ выполняет функции сбора со счетчиков электрической энергии, хранения и передачи информации на уровень ИВК. Уровень ИВКЭ построен на базе УСПД Сикон С70. Данные на верхний уровень будут передаваться с УСПД Сикон С70 через коммутатор сети Ethernet и на установленный на Сервере БД GSM-модем, посредством основного канала (сеть Ethernet) и резервного канала (сеть GSM) соответственно.

Третий уровень системы - уровень ИВК. Уровень ИВК состоит из сервера баз данных АИИС КУЭ (SQL-сервера) и аппаратуры приема-передачи данных. К этому же уровню АИИС КУЭ относятся автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы. АРМ функ-

ционируют на IBM PC совместимых компьютерах в среде Windows ХР. АРМ подключаются к SQL- серверу через ЛВС по протоколу TCP/IP.

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 установленный интервал времени.

Уровень СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени во всех компонентах системы, где это необходимо.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы 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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала времени измерений и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

УСПД, с периодичностью от 1 до 3 минут, по проводным линиям связи считывает значения мощности и текущие показания счетчиков электрической энергии, также в нём осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet опрашивает УСПД и считывает с них показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электрической энергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.

Номинальная функция преобразования при измерении:

где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;

А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВтч (квар^ч);

Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ); Ти - время интегрирования, мин.

В столбце 9 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

• 3₁. а._о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-1_ном для cosф = 0,8;

• 3₂. _а._о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1_ном для cosф = 0,8;

• 3₁. _р._о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-Ihom для sin(p = 0,6;

• 3₂. _р._о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1_ном для sinф = 0,6;

• 3₁. а._р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-1_ном для cosф = 0,8;

• 3₂. _а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1_ном для cosф = 0,8;

• 3₁. р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-1_ном для sinф = 0,6;

• 3₂. р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1_ном для sinф = 0,6.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC                                                                 ± 5 с.

Нормальные условия применения:

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• - УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 2 часа;

• - для УСПД Тв < 2 часа;

• - для сервера Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• - для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• - фактов параметрирования счетчика;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.