АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

• -    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

• -    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• -    передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• -    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• -    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• -    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

• -    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных с таблице 2 (25 точек измерений).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные 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 как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы сервера БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной и резервные каналы связи сетей провайдеров Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя приемник сигналов точного времени. Время сервера БД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер БД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем сервера БД каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера БД ±3 с выполняется корректировка. Корректировка времени счетчиков выполняется не чаще раза в сутки.

Погрешность системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Комплектность   системы   автоматизированной   информационно-измерительной

коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижсталь» определяется проектной документацией на систему.

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Примечания

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

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

• 3   Нормальные условия:

• -    параметры сети: напряжение от 0,98-U_H до 1,02-U_H; ток от 1,0-1_н до 1,2-1_н; cosj = 0,9инд.;

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

• 4    Рабочие условия:

• -    параметры сети: напряжение от 0,9-U_H до 1,1 -U_H; тока от 0,05-I_H до 1,2-1_н;

^0,5инд. < ^{cos ф} < ^0,8 емк.^;

• -   допускаемая температура окружающего среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С; для сервера от 15 до 50 °С.

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.

• 6   Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерений 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 2.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки  на  отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• -    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

-   параметрирования;

-   пропадания напряжения;

-   коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

-   параметрирования;

-   пропадания напряжения;

-   коррекции времени в счетчике и сервере ;

-   пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-   выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-   электросчетчика;

-   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-   испытательной коробки;

-   сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

-   электросчетчика;

-   сервера.

Возможность коррекции времени в:

-   электросчетчиках (функция автоматизирована);

-   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-   о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-   о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-   сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-   ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет.