АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5, 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа "ЕвроАльфа" класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ) и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -

ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-325 (зав. № 000620), устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное

оборудование.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

• - обработку данных и их архивирование;

• - хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) не менее 3,5 лет;

• - доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 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.

Лист № 2 Всего листов 12

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Юга. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Юга 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.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на ±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Лист № 8 Всего листов 12 Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

• 2. Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети:

• •  диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uh;

• •  диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;

• •  диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• •  температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

• •  частота - (50 ± 0,15) Гц;

• •  магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• •  параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н₁; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6

• - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• •  температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С. Для счетчиков электроэнергии "ЕвроАльфа":

• •  параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин₂; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н₂; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6

• - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• •  температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

• •  магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

• 4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• •  в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• •  счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• •  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

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

• •  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• •  в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

J параметрирования;

S пропадания напряжения;

S коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• •  наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

S счетчика;

S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

S испытательной коробки;

J УСПД.

• •  наличие защиты на программном уровне:

S пароль на счетчике;

J пароль на УСПД;

J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• •  счетчиках (функция автоматизирована);

• •  УСПД (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

Лист № 10

Всего листов 12

• ИВК - 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 лет.