АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ЗАО «КЗПВ».

• 1- й уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02.2; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

• 2- й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на основе сервера сбора данных (далее - сервер СД) и сервера базы данных (далее - сервер БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника, автоматизированные рабочие места операторов (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ».

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 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 с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса. Далее, по запросу сервера БД, сервер опроса передает запрашиваемую информацию в сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется 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 в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:

• •  программное обеспечение счетчика;

• •  программное обеспечение АРМ;

• •  программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ»

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ЗАО «КЗПВ».

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 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 с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса. Далее, по запросу сервера БД, сервер опроса передает запрашиваемую информацию в сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется 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 в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:

• •  программное обеспечение счетчика;

• •  программное обеспечение АРМ;

• •  программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, метрологические характеристики ИК в табл. 3 - 4 Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

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: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, коэффициент мощности cosj (sinj) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;

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

• 4. Рабочие условия:

для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ином; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1ном₁; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 50 °С.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh₂; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2)1н₂; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 + 1,0(0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от 5 °С до 30 °С.

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

• - атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «КЗПВ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 8136 ч - среднее время наработки на отказ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• - электросчетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т₀= 90000 ч., время восстановления работоспособности Т_в=2 ч.;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 95200 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев 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 счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:

• - электросчетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - 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;

• - Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).