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 электрической энергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

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

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерений (ИИК):

• - трансформаторы тока (ТТ);

• - трансформаторы напряжения (ТН);

• - счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс системы (ИВК):

• - каналообразующая аппаратура;

• - центр сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) с автоматизированным рабочим местом (далее АРМ);

• - программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800.

Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача данных осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM в ЦСОИ службы эксплуатации энергосистемы ЗАО ОПЫТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ ЗАВОД «МЕХАНОБР-Л» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера базы данных (БД) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков) не превышает ±5 с.

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

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 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.

• 1. Трансформатор тока ТОЛ-10

  - 6	шт.
  - 2	шт.
  - 2	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.
  - 1	шт.

• 2. Трансформатор напряжения ЗНАМИТ-10(6)

• 3. Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4

• 4. Модем

• 5. Сотовый модем

• 6. Многоканальное устройство связи Е200-1

• 7. Автоматизированное рабочее место

• 8. ПО «АльфаЦЕНТР»

• 9. Методика измерений 4222-003.МХБ-52156036 МИ

• 10. Паспорт 4222-003.МХБ-52156036 ПС

Количество ИК коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока         от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                       от 0,5до 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков     от 0 до 30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с                                                     ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                     120 000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО ОПЫТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ ЗАВОД «МЕХАНОБР-Л» приведены в табл. 3.

Таблица 3

Примечание: В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее - 4040⁵ часов, средний срок службы, не менее - 30 лет;

• - трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа, не менее - 440⁵ часов, средний срок службы, не менее - 30 лет.

Надежность системных решений:

§ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по основному или резервному каналам связи (телефонная сеть общего пользования, телефонная сеть стандарта GSM);

§ регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции часов в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

§ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной колодки;

§ защита информации на программном уровне:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

§ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

§ АРМ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.