АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (24 точки измерения).

• 2- й уровень - основное и резервное устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-325T» (Госреестр № 44626-10; заводской № 009973, заводской № 009974). Технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени всех уровней системы.

• 3- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). Основной и резервный серверы базы данных (БД) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, установленные в специальном шкафу для обеспечения механической защиты с возможностью пломбирования. Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной 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;

• - представление 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 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;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Первичные линейные 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 преобразуют 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (основной и резервный серверы БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности 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 выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя основной и резервный серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр № 58301-14). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5,0 секунд в сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Погрешность хода часов УСПД и серверов ИВК не превышает ±1 с/сут.

Синхронизация времени основного УСПД и основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр № Госреестр № 58301-14, заводской № 511, заводской № 469) происходит 1 раз в час. Коррекция шкалы времени основного УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и ССВ-1Г ±1 с.

Синхронизация времени резервного УСПД и резервного сервера ССВ-1Г происходит 1 раз в час. Коррекция шкалы времени резервного УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и ССВ-1 Г ±1 с.

Синхронизация времени серверов ИВК со временем УСПД происходит 1 раз в час. Коррекция шкалы времени серверов осуществляется при обнаружении рассогласования времени встроенных часов серверов и УСПД ±2 с.

УСПД осуществляет коррекцию шкалы времени встроенных часов счетчиков. При каждом сеансе связи УСПД со счетчиками осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Корректировка шкалы времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически при каждом сеансе связи, при обнаружении рассогласования со временем встроенных часов УСПД более ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Загорская ГАЭС» приведена в таблице 3.

Таблица 3 -

Продолжение таблицы 3

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

• 1 Характеристики погрешности даны для режима генератора и двигателя. Для режима синхронного компенсатора погрешность в рабочих условиях для cosф = 0,2 инд составляет ±5,9 % для активной электроэнергии и ±1,2 % для реактивной электроэнергии.

• 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

• 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 4 Нормальные условия:

для точек измерений № 1, 2, 9 - 27 параметры сети: напряжение от 0,98 до 1,02 ином; ток от 1до 1,2 1ном; cosф=0,9 инд;

для точек измерений № 3 - 8 параметры сети: напряжение от 0,98 до 1,02 ином; ток от 1 до 1,2 1ном; cosф=0,95 инд; температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.

• 5 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение от 0,9 до 1,1 ином; ток от 0,05 до 1,2 1ном; для точек измерений № 24, 25 напряжение от 0,9 до 1,1 ином; ток от 0,02 от 1.2 1ном.

• 6 Погрешность в рабочих условиях указана

для точек измерений № 1, 2, 9 - 27 для cosф=0,8 инд;

для точек измерений № 3 - 8 для cosф=0,9 инд для режима генератора и двигателя;

температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

• 7 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 и ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 8 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;

• - счетчики ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 80 000 часов;

• - сервер синхронизации времени - среднее время наработки на отказ не менее 22 000 часов;

• - УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 240000 часов;

• - сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов. Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - 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:

• - журнал счетчика:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике и УСПД;

• -  пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• -  выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчетчика;

• -  промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• -  УСПД;

• -   сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• -  электросчетчика;

• -  УСПД;

• -   сервера.

Возможность коррекции шкалы 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);

- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

- составляет 300 суток ; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет

- счетчики ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет не менее 45 суток; сохранность данных при отключении питания -не менее 5 лет при 25 °С, не менее 2 лет при 50 °С;

• - УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 45 суток;

• - сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.