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 электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин., 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);

• - 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);

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

• - вторичные измерительные цепи;

• - счетчики электрической энергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

• - центр сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) АИИС КУЭ с автоматизированным рабочим местом (далее АРМ);

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

• - программное обеспечение (ПО) программный комплекс ПК «Спрут».

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. Счет-

чик 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 (P) 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 проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача данных коммерческого учета на АРМ энергетика ОАО «НИАИ «Источник» осуществляется по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Передача данных в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «ПСК» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков 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

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. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

В комплект поставки АИИС КУЭ ОАО «НИАИ «Источник» входят:

• 1. Трансформатор тока ТПОЛ-10М

  • - 3 шт.

  • - 3 шт.

  • - 6 шт.

  • - 2 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

  • - 1 шт.

• 2. Трансформатор тока ТПОЛ-10

• 3. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6

• 4. Счетчик электрической энергии А1805RAL-P4GВ-DW-4

• 5. Сотовый модем Cinterion MC 52i

• 6. Модем ZyXEL 56K DUO EE

• 7. Многоканальное устройство связи Е200-1

• 8. Преобразователь интерфейса МОХА NPort 5130

• 9. Программное обеспечение ПК «Спрут»

• 10. Методика измерений 4222-002.ИСТ-52156036 МИ

• 11. Паспорт 4222-002.ИСТ-52156036 ПС

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А   _{150 (ИК 1)}

200 (ИК 2)

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

Коэффициент мощности, cos ф                                           0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: измерительных трансформаторов, счетчиков                             ^{от 0 до 30}

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с.                                                             ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:

Альфа А1805 RAL                                            120000

Пределы допускаемых относительных погрешностей (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:

• - счетчики электрической энергии Альфа А1805 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч . Средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока ТПОЛ-10М, ТПОЛ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч. Средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6  - среднее время наработки на

отказ не менее 4000000 ч. Средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

-резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям

организованы два независимых канала связи;

Регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков электрической энергии:

-попыток несанкционированного доступа;

-связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

-коррекции текущих значений времени и даты;

-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-перерывов питания;

-самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - клемм вторичных обмоток измерительных трансформаторов;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных клеммных коробок;

б) защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на АРМ. Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

• - АРМ - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.