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 (ИИК):

• - трансформаторы тока (ТТ);

• - счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные.

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

• - каналообразующая аппаратура;

• - устройство сбора и передачи данных (УСПД).

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

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

• - программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным проводным линиям связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности, хранение полученной информации и передачу накопленных данных по проводным линиям связи на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа гарантирующего поставщика к накопленной информации. Передача данных осуществляется по основному каналу связи - выделенный канал передачи данных через глобальную сеть Internet (статический IP адрес сети оператора связи стандарта GSM 900/1800) или резервному каналу передачи данных коммутируемое соединение по сети оператора связи стандарта GSM 900/1800. На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Коррекция часов счетчиков и часов УСПД производится от часов сервера базы данных (СБД) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов СБД и часов УСПД (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

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД 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 ТШЛ-0,66-Ш-2 УХЛ 2,1                      - 24 шт.

• 2. Счётчик электрической энергии трехфазный

многофункциональный типа Альфа А1800 А1805RAL-P4GB-DW-4   - 8 шт.

• 3. Устройство сбора и передачи данных RTU-327L-E2-B02-M02        - 1 шт.

• 4. Модем iRZ RUH2                                            - 1 шт.

• 5. GSM-модем iRZ MC52i                                        - 1 шт.

• 6. Преобразователь интерфейсов МОХА NPort 54301                 - 1 шт.

• 7. Автоматизированное рабочее место                                 - 1 шт.

• 8. ПО «АльфаЦЕНТР»                                         - 1 шт.

• 9. Методика измерений ЭУАВ.011304.003.МИ                       - 1 шт.

• 10. Паспорт ЭУАВ.011304.003.-ПС                                  - 1 шт.

Количество ИК коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, счетчиков, УСПД                         от 0 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с                                                 ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                   120000

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 Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - устройство сбора и передачи данных - срок службы не менее 30 лет;

• - трансформатор тока - средняя наработка до отказа - 4040⁵ часов, средний срок службы - 30 лет.

Надежность системных решений:

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере

даваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по основному или резервному каналам связи (телефонная сеть стандарта GSM организованная на базе разных операторов сотовой связи);

• - регистрация событий в журналах событий счётчика и УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

Механическая защита применяемых компонентов от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электрического счётчика;

• - УСПД;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной колодки;

Защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик ;

- установка пароля на УСПД ;

- установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток;

• - УСПД - сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;

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