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 и мониторинг 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 измерения, включающий:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ);

• - вторичные измерительные цепи;

• - счетчики электрической энергии.

• 2- й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса устройства (ИВКЭ), включающий:

• - устройство сбора и передачи данных (УСПД);

• - каналообразующая аппаратура.

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

• - центр сбора и обработки данных (ЦСОД), совмещенный с автоматизированным рабочим местом главного энергетика ЗАО «Газпромнефть-Северо-Запад» (далее сервер БД);

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

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

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

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 предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД, которое осуществляет обработку результатов измерений, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК), отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа внешним организациям к накопленной информации по основному каналу глобальной информационной сети Internet или по резервному каналу GSM-связи.

На сервере БД осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, долгосрочное хранение данных, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Коррекция часов УСПД производится от часов сервера БД ЦСОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) в ходе опроса.

Коррекция часов счетчиков производиться от часов УСПД в ходе опроса.

Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД, часов УСПД и счетчиков в составе АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке. Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

• 1. Трансформатор тока типа Т-0,66                                   - 9 шт.

• 2. Трансформатор тока типа Т-0,66 У3                                - 3 шт.

• 3. Трансформатор тока типа Т-0,66 М У3                            - 9 шт.

• 4. Трансформатор тока типа ТТИ-А                                - 3 шт.

• 5. Счетчик электрической энергии трехфазный

типа Меркурий 230 ART 2-03 PQRSIDN                         - 8 шт.

• 6. Устройство сбора и передачи данных типа RTU- 327L01-E2-B6-M02   - 1 шт.

• 7. 3G-роутер iRZ RUH2                                               - 8 шт.

• 8. Сотовый терминал iRZ MC55i                                     - 1 шт.

• 9. Сервер БД                                                            - 1 шт.

• 10. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»                       - 1 шт.

• 11. Методика измерений ЭУАВ.031304.010.МИ                        - 1 шт.

• 12. Паспорт ЭУАВ.031304.010.ПС                                     - 1 шт.

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А                                                50 (ИК 5),

тока от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                              0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, счетчиков, УСПД                   от 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех

компонентов системы, с                                    ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее             150000

Пределы относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счётчик электрической энергии типа Меркурий 230 ART 2-03 PQRSIDN - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформаторы тока типа Т-0,66 и Т-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч, средний срок службы 25 лет;

• - трансформаторы тока типа ТТИ-А - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, средний срок службы 25 лет.

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 в журнале событий счетчиков электрической энергии и УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени.

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электрического счётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной колодки;

• - УСПД ;

• - АРМ;

б) 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 - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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