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 - трансформаторы тока (ТТ) типа Т-0,66УЗ (Госреестр СИ № 22656-07), класс точности 0,5S и ТШП-0,66УЗ (Госреестр СИ № 15173-06) класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счётчики активной и реактивной электроэнергии «ЕвроАльфа» EA05RAL-B-4 (Госреестр СИ № 16666-97), класс точности 0,5 S по активной энергии и класс точности 1,0 по реактивной энергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр СИ № 37288-08).

• 3- й уровень (ИВК) - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО).

В качестве первичных преобразователей тока в ИК использованы измерительные трансформаторы тока (ТТ) Т-0,66УЗ 1000/5; 1500/5, ТШП-0,66УЗ, 800/5; класс точности 0,5S.

Измерения электрической энергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа «ЕвроАльфа» EA05RAL-B-4, класс точности в части активной энергии 0,5S по ГОСТ 30206-94; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83.

Первичные фазные токи 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 и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер 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, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник подключен к УСПД (уровень ИВКЭ). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежечасное, погрешность синхронизации не более 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется при каждом опросе УСПД со стороны сервера, коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±2 с.

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

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ТРЦ «Оккервиль»

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых относительных погрешностей (приписанные значения погрешностей) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ТРЦ «Оккервиль» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Примечание:   В качестве характеристик основной погрешности указаны пределы

допускаемой относительной погрешности измерений при доверительной вероятности 0,95

Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,8±1,2)U_HOm; ток (0,014-1,2)I_hom; coscp 0,5-1,0;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД от 15до 30°С.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч. Средний срок службы не менее 30 лет;

• - ТТ - средний срок службы 25 лет;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч.

Надежность системных решений:

• ■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;

• ■ резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• ■ регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

в журнале УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• ■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной колодки;

УСПД;

сервера;

• ■ защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• ■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

• ■ УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• ■ ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.