АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую информационноизмерительную систему:

• 1- й уровень - ИИК (информационно-измерительный комплекс) - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ4-ТМ.03 класса точности 0,2S/0,5 (6 шт.) по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1 (6 измерительных каналов);

• 2- й уровень - ИВКЭ (информационно-вычислительный комплекс электроустановки) - включает в себя одно устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-ЗОООМ»;

• 3- й уровень (ИВК) информационно-измерительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место персонала на базе ЭВМ DEPO Storm и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов в цифровой код. Микропроцессором счетчика вычисляется активная и реактивная электроэнергия за установленные интервалы времени, а также активная и реактивная мощность. Счетчики снабжены отсчетными устройствами и цифровыми выходами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти. По запросу с верхнего уровня измерительная информация поступает в цифровом виде по проводным линиям связи на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ и АРМ).

Используемое программное обеспечение позволяет производить сбор данных с УСПД, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять передачу данных в смежные системы, в том числе в ОАО «Мосэнергосбыт», отображать с помощью АРМ эти данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получасовой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию на печать.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД «ЭКОМ-ЗОООМ». Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение один раз в сутки, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД «ЭКОМ-ЗОООМ» осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1с. Корректировка времени счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении со временем УСПД ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

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

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Примечания:

• 1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3. Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 60°С, для счетчиков СЭТ4-ТМ.03 от минус 40°С до + 60°С, для УСПД от минус 10 °C до +50 °C;

• 4. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) Uhom; ток (1 4-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °C;

• 5. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 4-1,1) Uhom; ток (0,24- 1,0) Ihom, cos<p = 0,8 инд.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 30°С до + 35°С, для счетчиков СЭТ4-ТМ.03 от + 10°С до + 35 °C, для УСПД от + 10°С до + 35°С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена счетчиков электрической энергии на аналогичные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик (параметры надежности Т_о = 90 000 час, tB = 7 суток);

• - УСПД (параметры надежности Т_о = 75 000 час, tB = 24 час);

• - сервер (параметры надежности K_r=0,99, tB = 1 час).

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР и двух независимых источников питания с возможностью автоматического переключения с одного источника на другой и обратно;

• - резервирование питания электросчетчиков;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в энергоснабжающую организацию по коммутируемой телефонной линии и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - факты параметрирования;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• - факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени);

• - отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

• - отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - пропадание напряжения.

• - журнал УСПД:

• - факты параметрирования;

• - факты пропадания напряжения;

• - факты коррекции времени - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• - ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

• - ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений;

• - установка текущих значений времени и даты;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - факты связи с УСПД, приведшие       к каким-либо изменениям

данных;

• - перезапуски УСПД (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

• - отключение питания.

Организационные решения:

• - наличие эксплутационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - информации:

• - при передаче;

• - результатов измерений (возможность использования электронной цифровой подписи);

• - при параметрировании:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер;

• - конфигурирование и настройка параметров АПИС.

Возможность проведения измерений следующих величин:

• - приращений активной электроэнергии;

• - приращений реактивной электроэнергии;

• - времени и интервалов времени;

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-ти минутных приращений (функция автоматизирована);

• - сбора:

• - 1 раз в 30 минут (функция автоматизирована);

• - 1 раз в час (функция автоматизирована);

• - 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

• - 1 раз в месяц (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации о результатах измерения

• - в энергоснабжающую организацию (ОАО «Мосэнергосбыт») в автоматическом режиме по коммутируемой телефонной линии через модем Zyxel 336 Е,

по сотовой связи с использованием терминала        сотовой        связи

Siemens ТС 35 terminal.

Глубина хранения информации (профиля):

• - электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с установленным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

• - УСПД - хранение суточных данных о 30-ти минутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Синхронизация времени с использованием модуля GPS (функция автоматизирована).