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 30 мин, 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 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерений (ИИК):

• - трансформаторы тока (ТТ);

• - счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ):

• - устройство сбора и передачи данных (УСПД);

• - устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника GPS16xHVS;

• - каналообразующая аппаратура.

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

• - центр сбора и обработки данных (далее ЦСОД) с автоматизированным рабочим местом главного энергетика (далее АРМ);

• - программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР»;

• - технические средства приемопередачи данных (каналообразующая аппаратура).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводам контрольных

измерительных цепей поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800.

Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

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.

УСПД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, а в частности учет потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы. Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника GPS16xHVS, подключаемое к УСПД. СОЕВ производит коррекцию часов УСПД по заданному расписанию. УСПД производит коррекцию часов счетчиков, в автоматическом режиме при сеансах считывания данных, если расхождение часов УСПД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и АРМ АИИС КУЭ.

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

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, УСПД 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.

• 1. Трансформатор тока Т-0,66 У3                                 12 шт.

• 2. Трансформатор тока ТСН-12                                 24 шт.

• 3. Счётчик электрической энергии трехфазный

многофункциональный типа Альфа А1800                     12 шт.

• 4. Устройство сбора и передачи данных RTU-325L-E2-512-М2-В2     1 шт.

• 5. Устройство синхронизации системного времени в НКУ МС-225

на базе приемника GPS16xHVS                               1 шт.

• 6. Модем Zyxel U336E(plus)                                        1 шт.

• 7. Модем Novacom RUS-MC55it                                1 шт.

• 8. Преобразователь интерфейсов МОХА Nport 54301                1 шт.

• 9. Автоматизированное рабочее место                               1 шт.

• 10. ПО «АльфаЦЕНТР»                                       1 шт.

• 11. Методика измерений ЭУАВ.041004.006.МИ                     1 экз.

• 12. Паспорт ЭУАВ.041004.006.ПС                                  1 экз.

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С - трансформаторов тока, УСПД, счетчиков

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа-А1800, ч, не менее

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 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:

• - счётчик - среднее время наработки на отказ, не менее 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - устройство сбора и передачи данных - средняя наработка на отказ, не менее 100000 ч;

• - трансформатор тока Т-0,66 У3 - средняя наработка на отказ, не менее 219000 ч, трансформатор тока ТСН-12 - средняя наработка, не менее 1000000 ч.

Надежность системных решений:

• ■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по каналам передачи данных сети стандарта GSM обеспечиваемые различными операторами сети сотовой связи;

• ■ регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

o параметрирования;

o пропадания напряжения;

o коррекции времени в счетчике ;

- журнал УСПД :

o параметрирования ;

o пропадания напряжения;

o коррекции времени в УСПД .

Защищённость применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной колодки;

• - УСПД ;

- АРМ ;

• ■ защита информации на программном уровне:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

• ■ счетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток;

• ■ УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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