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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• •  измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);

• •  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 объектов и 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 проводной связи поступает по коммутируемому каналу связи GSM на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - On Line Internet канал; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, пе-

Лист № 2 всего листов 12 редаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней

1-й уровень - 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:

• • измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, ТВК-10, ТОЛ-10 класса точности 0,5, ТОЛ-10-1 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001;

• • измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-10-66, НТМИ-6, НТМИ-6-66, НАМИ-10-95УХЛ2, ЗНОЛ.06-10УЗ, НАМИТ-10-2УХЛ2 класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;

• • счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S/1,0 и СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5;

• • вторичные цепи;

• • технические средства СОЕВ - блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;

• • каналы связи со 2 уровнем - GSM коммутируемый канал.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:

• • сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;

• • технические средства приёма-передачи данных - модем (GSM);

• • технические средства СОЕВ - GPS приемник BR-355

• • каналы связи между ИВК и внешними пользователями - основной (выделенный канал свя

зи до сети провайдера Интернет) и резервный (канал связи GSM);

• • источник бесперебойного питания (APS Smart-UPS SUA1000I USB).

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

• •  АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3 и определяется проектной документацией на систему

В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие СИ.

• •   формуляр-паспорт НСЛГ.466645.020 ПФ

• •   руководство пользователя НСЛГ.466645.020 И3

• •   инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466645.020 И4;

• •   инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466645.020 ИЭ;

технологическая инструкция НСЛГ.466645.020 И2 руководство по эксплуатации счётчиков;

паспорт на счётчики;

методика поверки

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень ИК АИИС КУЭ, наименования объекта учета и присоединения, вид СИ в составе ИК, метрологические и технические характеристики СИ.

В таблицах 3 и 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

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

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН 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 5w(Q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей 5w(Q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• •   трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001

• •   трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001

• •   счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005.

Таблица 5 - Условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Параметры надежности трансформаторов тока:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• •  срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности трансформаторов напряжения:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• •  срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности счётчиков электроэнергии:

• •  среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• •   срок службы, не менее 30 лет

Параметры надежности сервера:

• •  коэффициент готовности не менее 0,99,

• •  среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Параметры надежности СОЕВ:

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• •  блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• •  среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.

Параметры надежности каналов передачи данных:

• •  коэффициент готовности не менее 0,95,

• •  скорость передачи данных 9600 бит/с.

Параметры надежности блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):

• •  среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• •  среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• •  срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• •  наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);

• •  резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• •  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• •  выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• •  электросчётчика;

• •  промежуточных клеммников вторичных цепей;

• •  сервера

Защита информации на программном уровне:

• • установка пароля на счетчик;

• • установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• •  сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• •  ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.