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 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 объектов и средств измерений со стороны сервера 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 системы 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 АИИС КУЭ с автоматизированным рабочим местом пользователей (далее АРМ);

• - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) «Спрут»;

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

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

• - 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 (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 пользователей СПб БФ филиал ФГУП «Гознак» с Изменением №1 осуществляется по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

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

Коррекция хода системных часов АИИС КУЭ (астрономическое время, внутренние часы счетчика) производится от МОВ (входит в состав ИВК «Спрут»), установленных в ЦСОИ. МОВ позволяют производить коррекцию хода часов автоматически во всех элементах АИИС КУЭ (регистраторах, счётчиках, серверах) в соответствии с сигналами, полученными из системы спутниковой навигации GPS, если расхождение 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 - Состав измерительных каналов

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

В комплект поставки АИИС КУЭ СПб БФ филиал ФГУП «Гознак» с Изменением №1 входят:

• 1. Трансформатор тока ТПОЛ-10                                       - 15 шт.

• 2. Трансформатор тока ТЛК-10-5-А                                     - 3 шт.

• 3. Трансформатор тока ТЛК-10-5(2)                                       - 3 шт.

• 4. Трансформатор тока Т-0,66                                            - 3 шт.

• 5. Трансформатор тока ТОП-0,66-5                                     - 3 шт.

• 6. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2                           - 7 шт.

• 7. Счетчик электрической энергии A1805RAL-P4G-DW-4                - 2 шт.

• 8. Счетчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА ЕА05RAL-P3В-4         - 7 шт.

• 9. Сотовый модем Siemens TC-35

  1 шт .

  2 шт .

  1 шт .

  1 шт .

  1 шт .

  1 шт .

• 10. Модем ZyXEL U-336E Plus EE

• 11. Программное обеспечение ПК «Спрут»

• 12. Программное обеспечение «Альфа ЦЕНТР»

• 13. Методика измерений 4222-002.ГЗД-52156036 МИ

• 14. Паспорт 4222-002.ГЗД-52156036 ПС

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета        9

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ                     0,4; 6

Отклонение напряжения от номинального, %                        ±20

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов,

А                                                               50 (ИК 7, 9);

600 (ИК 1-6, 8)

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчики электрической энергии:

а) Альфа А1805 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч. Средний срок службы 30 лет;

б) ЕвроАЛЬФА ЕА05 - среднее время наработки на отказ не менее 80000 ч. Средний срок службы 30 лет;

- трансформатор тока:

а) ТПОЛ-10 У3 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч. Средний срок службы 30 лет;

б) ТЛК-10-5-А У3 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

в) Т-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

г) ТОП-0,66-5 У3 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч. Средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 - среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы три 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.