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 энер -гии;

- 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 многофункциональные ЕвроАльфа.

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

• - каналообразующая аппаратура;

• - центр сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) с сервером баз данных (далее СБД);

• - программное обеспечение «Программный комплекс «Спрут».

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии многофункциональных типа ЕвроАльфа.

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 проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

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

Передача данных осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM в ЦСОИ службы эксплуатации энергосистемы ООО «Тиккурила» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

Коррекция часов счетчиков производится от часов СБД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии 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

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов 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                                         - 6 шт.

• 2. Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

типа ЕвроАльфа EA05RAL-B-4 W                                 - 2 шт.

• 3. Модем ZyXEL U-336E                                          - 1 шт.

• 4. Сотовый модем Siemens MC-35i                                     - 1 шт.

• 5. Многоканальное устройство связи Е200-1                              - 1 шт.

• 6. Сервер баз данных                                                    - 1 шт.

• 7. Программное обеспечение «ПК Спрут»                              - 1 шт.

• 8. Методика измерений 4222-002.ТИК-52156036 МИ                    - 1 шт.

• 9. Паспорт 4222-002.ТИК-52156036 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      от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                   0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, счетчиков                              от 0 до 30

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

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                  80000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Тиккурила» приведены в табл. 3.

Таблица 3

Продолжение таблицы 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 = 80000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч. Надежность системных решений:

• - резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;

• - регистрация в журналах событий счетчиков электрической энергии:

• - попыток несанкционированного доступа;

• - связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

• - коррекции текущих значений времени и даты;

• - отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - перерывов питания;

• - самодиагностики (с записью результатов).

Механическая защита применяемых компонентов от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок.

Защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии;

• - установка пароля на СБД ЦСОИ.

Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

• - СБД ЦСОИ - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.