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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.12, ПСЧ-4ТМ.05М.16, МИР C-01.02-T-R, СЭТ-4ТМ.02М.11, ПСЧ-3ТМ.05М.04, СЭБ-1ТМ.02Д.02 класса точности 0,2S, 0,5S и 1,0 по ГОСТ Р 52323-05 и ГОСТ Р 52322 - 05, соответственно (в части активной электроэнергии), 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) и коммутационного оборудования.

УСПД типа МИР УСПД-01 (зав. № 10131) обеспечивает сбор данных со счетчиков, входящих в измерительные каналы (далее - ИК) № 5 - 10, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в сервер ОАО «СУЭНКО». Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), состоит из сервера опроса и базы данных АИИС КУЭ (SQL - сервера) и сервера ОАО «СУЭНКО», каналообразующей аппаратуры, технических средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройства синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 (зав. № 07101) и программного обеспечения (далее - ПО), автоматизированных рабочих мест операторов (далее - АРМ).

3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

• - сбор информации от счетчиков электроэнергии, входящих в состав ИК № 1 - 4, 11 - 23 (результаты измерений, журнал событий);

• - обработку данных (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и их архивирование;

• - хранение информации в серверах не менее 3,5 лет;

• - доступ к информации и ее передачу в организации - участники розничного рынка

электроэнергии (далее - РРЭ) и/или организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИК АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 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. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

SQL - сервер и сервер ОАО «СУЭНКО» уровня ИВК автоматически опрашивает счетчики электроэнергии и УСПД типа МИР УСПД-01 по GSM каналам.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ, входящих в состав ИК № 5, 6, 7, 8, 9,10 автоматически выполняет SQL - сервер, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчика и SQL - сервер на величину более ± 1 секунды.

Контроль времени в часах счетчика АИИС КУЭ, входящего в состав ИК № 11 автоматически выполняет сервер ОАО «СУЭНКО», при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчика и сервера ОАО «СУЭНКО» на величину более ± 1 секунды.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ, входящих в состав ИК № 1 - 4, 12 - 23, автоматически выполняет УСПД типа МИР УСПД-01, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчика и УСПД на величину более ± 1 секунды.

Корректировка часов SQL - сервера выполняется автоматически, через устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов SQL - сервера происходит при расхождении времени часов SQL - сервера и устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника на величину более ± 2 секунды.

Корректировка часов сервера ОАО «СУЭНКО» выполняется автоматически, через устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ОАО «СУЭНКО» происходит при расхождении времени часов сервера ОАО «СУЭНКО» и устройства синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01 на величину более ± 2 секунды.

Корректировка часов УСПД типа МИР УСПД-01 выполняется автоматически от сервера ОАО «СУЭНКО». Корректировка часов УСПД типа МИР УСПД-01 происходит при расхождении времени часов сервера ОАО «СУЭНКО» и часов УСПД типа МИР УСПД-01 на величину более ± 1 секунды.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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

Окончание таблицы 5

Состав 1-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3 и 4.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

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

Окончание таблицы 3

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

Продолжение таблицы 4

Окончание таблицы 4

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 питающей сети : напряжение (220 ± 4,4) В ; частота (50 ± 0,5) Гц ;

• - параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С;ТН от 15°С до 35°С; счетчиков: от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;

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

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф фпф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С (для ИК № 14, 20, 21, 22, 23) и от 0°С до 40°С (для ИК № 1 - 13, 15 - 19);

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

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

• - температура окружающего воздуха от от минус 40°С до 40°С (для ИК № 14, 20, 21, 22, 23) и от 0°С до 40°С (для ИК № 1 - 13, 15 - 19);

• - относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети : напряжение (220 ± 10) В ; частота (50 ± 1) Гц ;

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

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа

• 5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М, СЭБ-1ТМ.02Д, МИР C-01.02-T-R и СЭТ-4ТМ.02М.11 - не менее Т = 140000 ч; среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени;

• - журнал УСПД:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и сервере;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-ние:

• - пароль на счетчике;

• - пароль на УСПД

• - пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации :

- о состоянии средств измерений ( функция автоматизирована );

- 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 30 лет;

• - ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).