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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 395), устройства синхронизации времени УСВ-2 (Зав. № 2189), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

АИИС КУЭ обеспечивает обмен данными через ЦСОИ ООО «РГМЭК» со следующими организациями ОРЭ:

• 1) оператор торговой системы ОРЭ (ОАО «АТС»);

• 2) региональный филиал ОАО «СО ЕЭС»;

• 3) ОАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания»;

• 4) другими субъектами ОРЭ (при необходимости).

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

• - выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализиро -ванной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

- 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня , которые по проводным линиям связи поступают на со -ответствующие 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 по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется по двум каналам (основному и резервному).

• - основной канал связи организован на базе выделенного канала сети «Internet».

Основной канал связи обеспечивает коэффициент готовности не хуже 0,95;

• - резервный канал связи организован с помощью коммутируемого телефонного канала

Резервный канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек. и коэффициент готовности не хуже 0,95.

Каналы связи организованы таким образом, что каждый из них обеспечивает возможность получения данных со всех счетчиков, включенных в АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (по точкам поставки ООО «Завод ТЕХНО» и ООО «Завод Лоджикруф»).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ-2), счетчиков и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 с входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.

УСВ-2 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида», установленному в ЦСОИ ООО «РГМЭК».

Сравнение показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида».

Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит при каждом обращении к счетчику (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется вне не зависимости от величины расхождения показаний часов счётчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида», не чаще чем один раз в сутки.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

аблица 2

Таблица 3

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

• 2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение от 0,98-Uhom До 1,02-Uhom;

• •  сила тока от Ihom До 1,2-Ihom, cosj=0,9 инД;

• •  температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение питающей сети 0,9-Uhom До 1,Г Uhom,

• •  сила тока от О,05 Ihom До 1,2 Ihom;

• •  температура окружающей среДы:

• - Для счетчиков электроэнергии от плюс 5 До плюс 35 °С;

• - Для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - Для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики ИИК 1, 2 - по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК 3, 4 - по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержДенных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на оДнотипные утвержДенного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте поряДке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• •     счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

• •     счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• •     УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• •     ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •     для счетчика Тв < 2 часа;

• •     для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;

• •     для УСВ-2 < 2 часа;

• •     для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• •     для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• •  клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• •  панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• •  наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК «ИКМ-Пирамида», АРМ;

• •  организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• •  защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• • фактов параметрирования счетчика;

• • фактов пропадания напряжения;

• • фактов коррекции времени. Возможность коррекции времени в:

• • счетчиках (функция автоматизирована);

• • сервере ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• • счетчик электроэнергии - время хранения данных в энергонезависимой памяти при отключении питания - не менее 10 лет;

• • ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.