АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон» 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 ОАО «Гурово-Бетон» 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 ОАО «Гурово-Бетон»;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон»;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Гурово-бетон» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон» включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S для активной электроэнергии и 1,0 для реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии, 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерений).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройства сбора и передачи данных УСПД типа RTU-325, устройство синхронизации времени (УСВ).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

лист № 2 всего листов 6 Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям поступают на соответствующие входы электронного счетчика 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 3- х и 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

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

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии связи до интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источники сигналов эталонного времени -УСВ на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенные к УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД синхронизированы со временем УСВ, коррекция времени происходит 1 раз в час допустимое рассогласование ± 2 с. Сличение времени счетчиков по времени УСПД осуществляется каждые тридцать минут. Коррекция времени в счетчиках производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 2 с, но не чаще, чем 1 раз в сутки . Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон» указана в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Гу-рово-Бетон». Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Гурово-Бетон» и их основные метрологические характеристики

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 1,2-1ном, cos j = 0,9 инд.;

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

• 4.    Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,9 ином до 1,1 ином;

ток: от 0,05-1ном до 1,2-1ном для ИК №1; ток: от 0,02-1ном до 1,2-1ном для всех остальных;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от 15 до 35 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для ИК № 1 1=0,05 1ном, cos j = 0,8 инд.,

• - для всех остальных ИК 1=0,02 1ном, cos j = 0,8 инд.,

Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнер-

лист № 4 всего листов 6 гии:

- ИК № 2, 3 от минус 20 до плюс 40 °С ;

- ИК 1, 4 от 0 до плюс 40 ° 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 описанием типа как его неотъемлемая часть.

• 7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 1, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1140000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

• -  электросчётчик СЭТ-4ТМ.03- среднее время наработки на отказ не менее Т = 190000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

• -  УСПД RTU 325- среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ив) не более 2 ч;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 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, параметриро-вании:

• -  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:

-   электросчетчике - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 113,7 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

лист № 5 всего листов 6 -   УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).