АИИС КУЭ представляют собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;

измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;

измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных или 60-минутных интервалах;

периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 (60) минут, сутки, месяц);

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 включают в себя следующие уровни:

1-й-уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерений, включающий:

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности 0^,указанные в таблице 4;

трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN, GSM модемом или цифровым интерфейсом;

однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 по ГОСТ 31819.212012, ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения в соответствии с типами, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN или цифровым интерфейсом;

каналообразующая аппаратура: LoRaWAN радиомодули, подключаемые к цифровым интерфейсам счетчиков, GSM модемы, шлюзы LoRaWAN сетей.

2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (далее ИВК), включающий:

сервер баз данных центра сбора и обработки данных (далее Сервер БД ЦСОД) гарантирующего поставщика (электросбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;

автоматизированное рабочее место пользователя (далее АРМ);

программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» или «Энфорс Онлайн»;

система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе блока коррекции времени ЭНКС-2.

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают 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.

Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика (электросбытовой компании) или электросетевой компании, или владельца АИИС КУЭ, с целью обеспечения коммерческих или технических расчетов.

Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов (LoRaWAN), внешних LoRaWAN- или GSM модемов, подключаемых к цифровым интерфейсам счетчиков, или через цифровые интерфейсы счетчиков непосредственно. Коммуникационное оборудование обеспечивает объединение счетчиков в сеть передачи данных и передачу измерительной информации на сервер ИВК.

На втором уровне системы выполняется дешифрование поступающей измерительной информации в соответствии с протоколом SSL128, идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов.

СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.

Базовым устройством СОЕВ является блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени с шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС.

Сервер БД ЦСОД не менее одного раза в сутки синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД ЦСОД уровня ИВК АИИС КУЭ относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 2 секунды (настраиваемый параметр).

Сервер БД ЦСОД не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени сервера БД ЦСОД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков.

Факты коррекции времени отражаются в Журналах событий компонентов АИИС КУЭ.

Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

П р и м е ч а н и е - При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4

Таблица 2 - Возможный состав измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Надежность применяемых в системе компонентов:

Резервирование каналов связи:

а) информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP;

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа; связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;

самодиагностики (с записью результатов). Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

сервера.

Б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервере БД ЦСОД;

возможность использования цифровой подписи при передаче.