АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной 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;

• - предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

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

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

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция показаний часов).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ),

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

• - вторичные измерительные цепи,

• - счетчики электрической энергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

• - сервер баз данных коммерческого учета ООО «РКС-энерго» (далее БД),

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),

• - устройства синхронизации времени УСВ-1,

• - программное обеспечение «ПИРАМИДА 2000».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Сервер БД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM-связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя сервер БД коммерческого учета ООО «РКС-энерго», осуществляющий синхронизацию часов счетчиков по эталонным сигналам точного времени, полученным от устройства синхронизации времени УСВ-1.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД коммерческого учета гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Количество ИК коммерческого учета                               2

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ                     10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 300 Рабочие условия эксплуатации:

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов системы, с                                                           ±5

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Примечание:

В качестве характеристик погрешности указаны пределы допускаемой относительной погрешности измерений при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 160000 ч, средний срок службы 30 лет;

• - трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 219000 ч. Средний срок службы 25 лет;

• - GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 ч;

• - модем для коммутируемых линий, не менее 200000 ч. Надежность системных решений:

• - резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

• - счетчиками электрической энергии:

o попыток несанкционированного доступа;

o связи со счетчиком, приведшим к каким-либо изменениям данных;

o коррекции текущих значений времени и даты;

o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; o перерывов питания;

o самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок;

• - сервера БД.

Защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на сервер БД;

- возможность использования цифровой подписи при передачи данных. Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.