АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестра № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

• 1- й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2003, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2003, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии);

• 2- й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 (Госреестр № 41907-09), автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) HVS-35, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера баз данных (СБД) на базе сервера ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» (Moxa Nport 5650-8-DT), АРМ пользователей и аппаратуры приема-передачи данных.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - хранение результатов измерений в базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

Принцип действия:

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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 с дальнейшим преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик - GSM-терминал - GSM-терминал - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД осуществляется по основному и резервному каналам:

• - основной канал: сети интернет (УСПД - сети интернет - сервер БД);

• - резервный канал: в формате RS-232 (УСПД - GSM модем - GSM модем - сервер БД).

На сервере ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Для передачи информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:

• - основной канал: сети интернет (сервер БД - сети интернет - заинтересованные субъекты);

• - резервный канал: в формате RS-232 (сервер БД - GSM модем - заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени (УССВ) - HVS-35 включающих в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени УСПД и сигналов УССВ происходит ежесекундно. Ход часов УСПД не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблице 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК » г. Дзержинск (2-я очередь) приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%..

• 2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

• •  сила тока от 1ном до 1,2!ном, cos j=0,9 инд;

• •  температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение питающей сети 0,9Uhom до 1,1Uhom,

• •  сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 1ном для ИИК 1, 2.

• •  температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от минус 15 °С до плюс 35 °С;

• - для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2003, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2003, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• •  •счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный «Альфа А1800»

• - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• •  УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

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

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика Тв < 24 часа;

• •  для УСПД RTU-327 Тв < 2 часа;

• •  для сервера 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, СОЕВ, RTU-327, сервере;

• •  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);

• •  УСПД RTU-327, сервере (функция автоматизирована).

• •  Глубина хранения информации:

• •  счетчики электроэнергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

• •  RTU-327- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

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