АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

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

• -   автоматическое сохранение 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 объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• -  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -  диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (5 точек измерений);

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера многофункционального ARIS MT700, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства

Лист № 2 Всего листов 6 приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ -ность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводной линии связи на третий уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ уровней ИИК и ИВКЭ организована на базе приёмника точного времени ГЛОНАСС/GPS, встроенного в УСПД. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 1 мс. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. СОЕВ уровня ИВК организована на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2, которое производит измерение времени и даты по сигналам спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ± 10 мкс. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплек-

тующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Челябинское управление энерготрейдинга» ПС 110/6 кВ «Никелевая». Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

• 1)   характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 2)   в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3)   нормальные условия:

- параметры сети: напряжение: от 0,98 ином до 1,02 ином; ток: от 1,0 1ном до

Лист № 4 Всего листов 6 1,2 1ном, cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

• 4) рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,9 Uhom до 1,1 Uhom; ток: от 0,05 1ном до 1,2 1ном;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С; для сервера от 15 до 35 °С;

• 5) погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Ihom, cos j = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;

• 6) допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть;

• 7) в составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М среднее время наработки на отказ Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч;

• -     электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00 среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов;

• -     УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2ч;

• -     сервер коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.

Надежность системных решений:

• -     резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• -     параметрирования;

• -     пропадания напряжения;

• -     коррекции времени.

Защищённость применяемых компонентов:

• -     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     электросчётчика;

• -     испытательной коробки;

• -    УСПД;

• -      сервера.

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• -     электросчетчика;

• -    УСПД;

• -      сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -     электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -     УСПД (функция автоматизирована);

• -     ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -     о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин ( функция автоматизирована);

-    один раз в сутки ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -     электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• -     УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• -     сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).