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 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 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:   - 1 -

• -   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 (АРМ) главного энергетика ЗАО «БЕЛВАРД ТРЕЙДИНГ ЛИМИТЕД» (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(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 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 (выделенный статический IP-адрес или по резервному коммутируемому 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 и часов УСПД и счетчиков в составе АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

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

Таблица 1

Примечания:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ху-

же, чем у перечисленных в таблице 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                                    - 18 шт.

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

• 3. Счетчик электрической энергии трехфазный

типа A1805RAL-P4GB-DW-4                                      - 5 шт.

• 4. Счетчик электрической энергии трехфазный типа

A1805RAL-P4G-DW-4                                          - 2 шт.

• 5. Устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L-E2-512-M2-B2 - 1 шт.

• 6. Сотовый терминал iRZ MC52i                                     - 1 шт.

• 7. Сервер БД                                                              - 1 шт.

• 8. Программное обеспечение «Альфа Центр»                          - 1 шт.

• 9. Методика измерений ЭУАВ.021404.001.МИ                        - 1 шт.

• 10. Паспорт ЭУАВ. 021404.001.АИ-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     200 (ИК 6),

600 (ИК 3,4),

1000 (ИК 1,2),

1200 (ИК 7).

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока             от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                            от 0,5 до 1

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 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-P4GB-DW-4- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

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

• - устройство сбора и передачи данных RTU-325L-E2-512-M2-B2- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, средний срок службы 30 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:

• - -электросчётчика;

• - -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.