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);

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;

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 (АРМ) персонала службы эксплуатации энергосистемы потребителя;

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), ПО «АльфаЦентр».

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 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 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 таблице 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 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 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 ТСН-12                                 - 24 шт.

• 2. Счетчик электрической энергии трехфазный

типа А1805RAL-P4GВ-DW-4                                    - 8 шт.

• 3. Устройство сбора и передачи данных типа RTU 327Ь-Е2-В02-М02     - 1 шт.

• 4. Сотовый терминал iRZ MC52i                                       - 1 шт.

• 5. Сервер БД                                                              - 1 шт.

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

• 7. Методика измерений ЭУАВ.021304.046.МИ                        - 1 шт.

• 8. Паспорт ЭУАВ. ЭУАВ.021304.046.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

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, счетчиков, УСПД

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

Пределы относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 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 ТСН-12, - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1000000 ч ;

• - устройство сбора и передачи данных RTU-327L-E2-B02- M02 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.