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);

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

• - вторичные измерительные цепи;

• - счетчики электрической энергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

• - автоматизированное рабочее место сервера баз данных ООО «Фармакон Инвест» (далее - сервер);

• - 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(Р) 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 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 результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков 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. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

• 1. Трансформатор тока ТПОЛ-10                              12 шт.

• 2. Трансформатор напряжения ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2             4 шт.

• 3. Счетчик электрической энергии A1805RAL-Р4G-DW-4         4 шт.

• 4. Модем D-Link 562 E 56 K                                  2 шт.

• 5. Модем GSM-терминал Siemens MC-55iT (plus)                 1 шт.

• 6. АРМ сервера баз данных                                    1 шт.

• 7. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»                   1 шт.

• 8. Методика измерений 1202-300.00.000 МИ                     1 шт.

• 9. Паспорт-формуляр 1202-300.00.000ПФ                         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                                                         100 (ИК 1 - 2);

400 (ИК 3 - 4)

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, трансформаторов напряжения, счетчиков   от 0 до 25

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

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                 120000

Пределы допускаемых 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 A1805RAL-P4G-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформаторы тока типа ТПОЛ-10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформаторы напряжения типа ЗНАМИТ-6-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч, средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;

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

Регистрация в журналах событий счетчиков электрической энергии времени и даты:

• - 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).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок;

б) защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии;

• - установка пароля на сервере;

• - возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.