АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую территориально-распределенную информационно-измерительную систему.

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (4 точки измерений).

• 2- й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000 и технические средства приема-передачи данных.

• 3- й уровень - сервер сбора и баз данных, который обеспечивает связь с УСПД, автоматизированные рабочие места (АРМы), каналообразующая аппаратура.

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 0,02 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 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии связи до интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя приемник сигналов точного времени, встроенные часы реального времени сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с сигналами точного времени, поступающими от приемника точного времени. Сличение времени УСПД с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка времени сервера производится по достижении допустимого расхождения времени сервера и УСПД ± 3 с. Сличение времени УСПД и счетчиков осуществляется раз в сутки, время счетчиков корректируется по достижении допустимого расхождения времени УСПД и счетчика ± 4 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Производство №2 ЗБ ОАО «ТАИФ-НК» 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

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия:

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

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

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02ч- 1,2) Ihom; coscp от 0,5 инд до 0,8 емк;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 40 до +60 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для costp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до +30 °C;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 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 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в системе измерительных компонентов:

• - электросчётчик среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

• -  УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0,5 ч;

• - сервера - коэффициент готовности не менее 0,995, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;

Надежность системных решений:

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в электроснабжающую организацию с помощью резервного GSM канала связи;

• -  резервирование баз данных производится в двух независимых серверах АИИС и Баз даных

• -  в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - коррекции времени;

• - перезапуск УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательной коробки;

-УСПД;

• - серверов;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчике;

• - пароль на УСПД;

• - пароль на серверах;

• - пароль на АРМ;

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - Сервера (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации

• -  состояний средств измерений (функция автоматизирована);

• -  результатов измерения (функция автоматизирована);

• -  результатов измерений и состояний средств измерений автономным способом;

• -  с целью контроля - визуальным способом со счетчика и с УСПД.

Цикличность измерений электроэнергии:

• -  30 минутные приращения (функция автоматизирована);

Цикличность сбора информации измерений и состояния средств измерений:

- 15, 30, 60 мин, 1 раз в сутки, 1 раз в месяц (период настраивается при конфигурации функция автоматизирована);

Глубина хранения информации (профиля нагрузки):

• -  электросчетчик тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 101 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления п каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 су (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания-года;

• -  Сервера АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - ; период не менее 4 лет (функция автоматизирована).