АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее -ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), выполняющего функции информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), и системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).

АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);

• - ведение журналов событий ИК и ИВКЭ;

• -  контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИК;

• - формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;

• -  передача в организации - участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);

• -  предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников ОРЭ (1 раз в сутки);

• -  организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);

• - синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ (счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;

• -  автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств ИК и ИВКЭ;

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

АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5; 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2; 0,5 и счетчики электрической энергии класса точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

• 2- й уровень - ИВКЭ включает в себя:

• -     шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;

• -     шкаф устройства центральной коммутации (далее - ЦКУ), в состав которого входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link, спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;

• -    шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, блок бесперебойного питания;

• -    устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная в состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени и синхронизацию времени в УСПД.

Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карта-лы-районная осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на значение более ±2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ на значение более ±2 с.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала при доверительной вероятности Р=0,95.

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom;

диапазон силы тока (0,02(0,05) - 1,2) Ihom, частота (50±0,15) Гц;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от - 40 до + 50 °С; счетчиков от + 21 до + 25 °С;

ИВК от + 10 до + 30 °С.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

• - параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uhi; диапазон силы первичного тока (0,02 (0,05) - 1,2) 1н₁; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от - 40 до + 60 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха от 0 до + 30 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная измерительных компонентов:

• - счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS (Госреестр №25971-06) - средняя наработка на отказ не менее Т = 70 000 ч;

• -     -    устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (Госреестр

№17049-09) - средняя наработка на отказ Т = 75 000 ч.

Надежность системных решений:

• -     резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;

• -    резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;

• -     предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;

• -     контроль достоверности и восстановление данных;

• -     наличие резервных баз данных;

• -     наличие перезапуска и средств контроля зависания;

• -    наличие ЗИП.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• •          отключение и включение питания;

• •           корректировка времени;

• •           удаленная и местная параметризация;

• •          включение и выключение режима тестирования.

• - журнал ИВКЭ:

• •  дата начала регистрации измерений;

• •  перерывы электропитания;

• •  потери и восстановления связи со счётчиками;

• •  программные и аппаратные перезапуски;

• •  корректировки времени в каждом счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

• -     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• •  привод разъединителя трансформаторов напряжения;

• •  корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

• •  клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

• •  промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

• •  испытательная коробка (специализированный клеммник);

• •  крышки клеммных отсеков счетчиков;

• •  крышки клеммного отсека УСПД.

• -     защита информации на программном уровне:

• •     установка двухуровневого пароля на счетчик;

• •     установка пароля на УСПД;

• •     защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 суток;

• -  ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

• - Сервер АРМ ПС - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений -не менее 4 лет.