АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 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;

• -  предоставление 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 ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» 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 ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов»;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов»;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р ГОСТ Р 523232005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (5 точек измерений).

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L, устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS и каналообразующую аппаратуру.

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по 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 линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит 1 раз в час допустимое рассогласование УСПД от времени УССВ ± 2 с. Сличение времени сервера по таймеру УСПД происходит каждые 3 минуты. Коррекция времени сервера по времени УСПД происходит при достижении допустимого рассогласования. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит каждые 3 мин, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» определяется в паспорте-формуляре № ЭПК372/08-1.ФО.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов». Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2. - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» и их основные метрологические характеристики

Примечания:

1.   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

2.   В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва

ла, соответствующие вероятности 0,95;

3.   Нормальные условия:

• -    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.;

• -   температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

•  параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном, (0,05 - 1,2) 1ном для

точки измерений №5;

• допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cos j = 0,8 инд. (I=0,05 1ном cosj = 0,8 инд. для точки измерений №5 ) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20 до плюс 25 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Сухоложский завод вторичных цветных металлов» как его неотъемлемая часть.

• 8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -  электросчётчик - среднее время наработки на отказ не Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;;

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности (Чв) не более 2ч.;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -   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 счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

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

• - электросчетчика;

• - сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции 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);

-   один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

менее 117 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-   УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;

• -   сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).