АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (2 точки измерений).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и базы данных (Сервер БД) на базе промышленного компьютера Hewlett-Packard DE360R05. каналообразующую аппаратуру, конвертеров интерфейсов Моха Nport 5150, GSM-модем МС 35iT, беспроводные точки доступа Wi-Fi; систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) ПТК ЭКОМ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, подключенных к одноканальной проводной кодовой линии связи RS-485, через конвертер интерфейсов Моха Nport 5150 идет в коммутатор D-Link DEG-1008. далее на беспроводную точку доступа Wi-Fi и каналообразующую аппаратуру передается в Сервер БД. где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации по подключенным к Серверу БД устройствам, а также передача информации на АРМ ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» и в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД по выделенному каналу через сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) включающей в себя устройство синхронизации времени со встроенным приемником сигналов точного времени, передаваемых спутниковой системой GPS, и специализированное программное обеспечение коррекции времени. Время Сервера БД сличается с временем приемника, сличение ежесекундное, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем Сервера БД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем Сервера БД ±3 с. Таким образом, погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Сос тав измери тельных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

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 -к 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 ч- 1,1) Uhom; ток (0,05ч- 1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до + 55С; для сервера от +15 до +35 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosip = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;

• 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 и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице I.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 4,6 ч;

• - сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 84000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 22 ч.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания электросчетчика, сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

• -  визуальный контроль информации на счетчике;

• -  возможность получения информации со счетчиков автономным и удаленным способами:

Регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - в журнале сервер БД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в сервер БД.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - трансформаторов тока;

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервер БД;

• - защита информации на программном уровне:

-состояний средств измерений, результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-установка пароля на счетчик;

-установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 57 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

сервер БД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована);

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