АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ) состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электрической энергии типа «Альфа А1700» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электрической энергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электрической энергии) и вторичных измерительных цепей.

- Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), созданный на базе двух устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД), и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная со счётчиков информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - Информационно-вычислительный комплекс выполнен на базе ИВК «Альфа-Центр», включающий в себя:

• - сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ;

• - устройство синхронизации системного времени (далее УССВ) УССВ-35HVS;

• - автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ);

• - переносной инженерный пульт (L) на базе переносного компьютера (ноутбука) с соответствующим программным обеспечением, предназначенным для опроса счетчиков и УСПД;

• - каналообразующую аппаратуру;

• - программное обеспечение «Альфа-Центр» (далее - ПО).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

лист № 2 всего листов 15 - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений организациям , имеющим соглашения информационно -го обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• - 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов компонентов АИИС КУЭ).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя три уровня АИИС КУЭ.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 325, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электрической энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер.

Передача информации между уровнями системы осуществляется с помощью телефонных модемов, модемов GSM и по вычислительным сетям. Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера ЗАО «МАРЭМ+» по внешнему каналу связи - основному или резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Каналы связи и ИВК не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электрической энергии, информация о которых передаётся от счетчиков электрической энергии

лист № 3 всего листов 15 в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных .

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД 1, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени yCCB-35HVS от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 2 с. Корректировка показаний часов счетчиков электрической энергии, УСПД 2 и ИВК осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД 1, если разность показаний часов счетчиков электрической энергии (УСПД 2, ИВК) и УСПД 1 превышает значение ± 2 с. Функцию УСПД 1 выполняет УСПД RTU 325, зав. № 00873 (одно из входящих в состав АИИС КУЭ).

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий УСПД и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств (УСПД, ИВК и счетчиков электрической энергии) в момент непосредственно предшествующий корректировке. Журналы событий счетчиков электрической энергии типа «Альфа А1700» отражают только время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Продолжение таблицы 4

Состав 1-го и 2-го уровней ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК

лист № 9 всего листов 15 Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная и реактивная энергия)

Продолжение таблицы 3

Примечания:

• 1.   Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cos j = 1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cos j < 1,0 нормируется от I2%.

• 2.   Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

• - параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)-Uh; диапазон силы тока (1,0 -1,2>Ih;

• - диапазон коэффициента мощности cosф фпф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха: ТТ от 15 до 35 °С; ТН от 10 до 35 °С;

• - счетчиков: от 21 до 25 °С; УСПД от 15 до 25 °С;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)-Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02)(0,05) - 1,2)-Ih1;

• - коэффициент мощности cosф фпф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 30 до 40 °С;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)^Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)^Ih₂;

• - диапазон коэффициента мощности cosф фпф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха:

- для ИК №№ 1,2 от минус 15 до 40 °С ;

• - для ИК №№ 3 - 18, 21 от 10 до 40 °С;

• - для ИК №№ 19, 22 - 27 от минус 20 до 40 °С;

• - для ИК № 20 от минус 10 до 40 °С;

• - для ИК № 28 от 0 до 40 °С;

• - относительная влажность воздуха (40-60) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

• - температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;

• - относительная влажность воздуха (70±5) %;

• - атмосферное давление (100±4) кПа.

• 3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Афипский НПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

УСПД 1 относительно УССВ                                                  ± 2с.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

счетчика (УСПД 2, ИВК) относительно УСПД 1                                    ± 2с.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик электрической энергии Альфа А1700 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• - УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• - УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

• - «Альфа-Центр» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 2 часа;

• - для УСПД Тв < 2 часа;

• - для сервера Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• - для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи - информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - в журналах событий счетчика фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции часов;

• - в журнале событий УСПД фиксируются факты:

• - пропадания напряжения;

• - параметрирования;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов:

предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

лист № 12 всего листов 15 - выводов измерительных трансформаторов тока ;

- электросчётчиков ;

- испытательных коробок ;

- УСПД ;

- устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счетчике ;

- пароль на УСПД .

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована );

- УСПД (функция автоматизирована );

Возможность сбора информации :

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений ( функция автоматизирована ).

Глубина хранения информации:

• - в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1700 - не менее 30 лет;

• - в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.