АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, которая состоит из 2 измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (один 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;

• -  передача в организации - участники розничного рынка электроэнергии (РРЭ) результатов измерений;

• -  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 - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03. класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на объектах филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», указанные в таблице 1 (2 точки измерений).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

Первичные фазные 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 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 1 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 1 с. мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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

Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков, установленных в шкафах учета энергообъектов на сервер БД (уровень ИВК) создан канал передачи данных на основе сотовой сети стандарта GSM 900/1800 МГц. Канал передачи данных организован с помощью GSM-терминалов, подключенных к счетчикам через преобразователи интерфейсов RS-485/RS-232 (счетчик - преобразователь - GSM-модем - радиоканал - GSM-модем - сервер).

На сервере осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение, накопление и обработка измерительной информации, получаемой с энергообъекта филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется канал связи GPRS - Интернет, а в качестве внешнего резервного канала связи используется канал связи CSD технология сети GSM.

АНИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-1, подключенного к серверу БД (уровень ИВК). В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени от атомных часов спутников глобальной системы позиционирования (GPS). В ИВК коррекция времени выполняется по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-1 один раз в 1 с при расхождении времени более чем ± 1 с.

Сервер БД осуществляет коррекцию внутреннего времени счетчиков*. Сличение времени счетчиков со временем сервера БД один раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при расхождении со временем сервера БД более чем на ± 1 с.

Абсолютная погрешность хода внутренних часов счетчика составляет АТ=±0,5 с/сут.. (см. Описания типа на счетчики).

Задержка сигнала синхронизации в линии УСПД - счетчик составляет 0,1с. (см. Описание протокола RS 485).

Погрешность измерения системного времени не превышает ± 5 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.

Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АЛИС КУЭ (установка в специализированные запирающиеся шкафы), электронные ключи, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).

* Счетчик СЭТ-4ТМ.03. позволяет выполнять коррекцию времени хода встроенных часов один раз в сутки.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 1

Примечания'.

• 1.  В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в реальных условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

• 2.  В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3.  Нормальные условия эксплуатации:

параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 + l,01)U_H; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1„; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,5  1,0(0,6 * 0,87);

частота - (50 ± 0,15) Гц;

• -  магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

• -  температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от-40°С до +50°С; счетчиков - от +18°С до +25°С; УСПД и ИВК - от +15°С до +25°С;

• -  относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• -  атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и TH:

Для электросчетчиков:

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• - В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

• - Электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более t_B=2 суток;

• -  сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=113060 ч., среднее время восстановления работоспособности не более t_B= 1ч..

• •  резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• •  журнал событий счетчика:

• -  параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

• •  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчетчиков;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей;

• - испытательных коробок;

• -  сервера БД;

• •  защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

• -  установка пароля на счетчик;

• -  установка пароля на сервер.

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• •  ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.