АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), и технические средства приема-передачи данных.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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. 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 30 мин.

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

Каждые 30 минут УСПД производит опрос цифровых счетчиков, установленных на объекте. Сервер сбора данных производит опрос УСПД не реже 1 раза в сутки.

УСПД в автоматическом режиме осуществляет сбор данных со счетчиков, обработку информации и передачу данных посредством каналообразующей аппаратуры на Сервер Приморья, далее информация с сервера Приморья поступает на Сервер сбора данных ИВК. Сервер сбора данных Приморья в автоматическом режиме осуществляет сбор данных с УСПД Владивостокской ТЭЦ-2, Артемовской ТЭЦ и Партизанской ГРЭС, передачу данных на сервер ИВК. Сервер ИВК в свою очередь в автоматическом режиме осуществляет сбор данных с Сервера сбора данных Приморья, обработку информации и передачу данных вышестоящим субъектам ОРЭ посредством каналообразующей аппаратуры.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе GPS приемника, встроенного в УСПД. Устройство синхронизации

Лист № 2 Всего листов 12 времени предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более 0,5 с.

Устройство синхронизации автоматически осуществляет коррекцию времени УСПД. Сличение времени в ЭКОМ-3000 один раз в 1 сут, корректировка времени выполняется при расхождении времени серверов и УСВ-1 более чем ±2 с.

УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Лист № 11 Всего листов 12 

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения 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^/Лном до1,02^ином; ток от Ь1ном до 1,2^1ном, cosф=0,87 инд.;

Температура окружающей среды (23±2) °С.

• 4. Рабочие условия:

Параметры сети: напряжение от 0,9^/Лном до 1,1-ином; ток от 0,02(0,05)^1ном до 1,2-1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 55 до плюс 45°С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М -не менее 140000 часов;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• -    в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• -   попытка несанкционированного доступа;

• -   факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

• -   изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

• -   отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• -   перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

• -  наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -   счетчика;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -   испытательной коробки;

• -  УСПД;

• -  ИВК.

-     наличие защиты на программном уровне:

-   пароль на счетчике;

-  пароль на УСПД;

-  пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

-  ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-  счетчиках (функция автоматизирована);

-  УСПД ( функция автоматизирована);

-  ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не

менее 35 суток;

-   ИВКЭ   -   суточных   данных   о   тридцатиминутных   приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.