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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• •  измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• •  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);

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

• •  передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• •  предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

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

• •  диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• •  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает на вход сервера баз данных и вход устройства дистанционного контроля (УДК), где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet отража-

ет 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 80030 и 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней

• 1- й уровень - 6 измерительно-информационных точек учета в составе:

• •  измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ASK 105.6, класса точности 0,5, ТШЛ-0,66, класса точности 0,5S и ТШП-0,66 класса точности 0,5S;

• •  вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

• •  многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:

• •  коммуникационное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/Ethernet);

• •  устройство синхронизации времени (УСВ), тип УСВ-2;

• •   компьютер в серверном исполнении (сервер опроса);

• •  технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

• •  автоматизированное рабочее место (АРМ);

• •  цепи и устройства питания сервера (UPS);

• •  УДК Сикон С50.

Измерительно-информационные точки учета, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.

Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

ИВК, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УСВ было не более ±1 с.

От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.

УДК Сикон С50 имеет в своем составе приемник GPS\^OHACC и принимает сигналы точного времени самостоятельно.

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

Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.

В комплект поставки также входит:

• •   формуляр-паспорт ПСК.2012.05.АСКУЭ.31-ПФ

• •   руководство пользователя ПСК.2012.05.АСКУЭ.31.ЭД-И3;

• •   инструкции по формированию и ведению базы данных ПСК.2012.05. АСКУЭ.31.ЭД-И4;

• •   инструкции по эксплуатации комплекса технических средств ПСК.2012.05. АСКУЭ.31.ЭД-ИЭ;

• •   руководство по эксплуатации счётчик СЭТ-4ТМ.03М ИЛГШ.411152.145 РЭ;

• •   паспорт на счётчик СЭТ-4ТМ.03М Паспорт ИЛГШ.411152.145;

• •   формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;

• •   Руководство по эксплуатации УДК Сикон С50 ВЛСТ 198.00.000 РЭ;

• •   методика поверки.

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.

КТ - класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (активная, реактивная (dw /dwQ) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии.

Компоненты АИИС КУЭ:

Трансформаторы тока

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М

ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA

Коммуникационное оборудование MOXA Nport 5430    201699

Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 35000 Сервер

УДК Сикон С50                                100000

Срок службы , лет: Трансформаторы тока;

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М

Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 15 Коммуникационное

Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

• •  резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;

• •  мониторинг состояния АИИС КУЭ;

• •  удалённый доступ;

• •  возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

• •  визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

• параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в счетчике (сервере).

Защищенность применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• •   электросчётчика;

• •  промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера.

Защита информации на программном уровне:

• •  установка пароля на счетчик;

• •  установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.