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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

  сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

  - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электроэнергии;

- 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - уровень измерительно-информационных комплексов (ИИК), включающий:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ);

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

• - вторичные измерительные цепи;

• - многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

• - программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР»;

• - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счет-

чик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному и резервному каналу GSM связи.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит 2 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, 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.

• 1. Трансформатор тока ТЛК 10                                6 шт.

• 2. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2             2 шт.

• 3. Счетчик электрической энергии А1805                        2 шт.

• 4. Сотовый модем IRZ MC 52it                              1 шт.

• 5. 3G-роутер IRZ RUH2                                        1 шт.

• 6. Преобразователь интерфейсов МОХА N Port 6450              1 шт.

• 7. Сервер БД ЦСОД ПЭВМ (IBM совместимый)                1 шт.

• 8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» PE_10             1 шт.

• 9. Методика измерений ЭУАВ.071206.026.АИ- МИ              1 экз.

• 10. Паспорт ЭУАВ.071206.026.АИ-ПС                            1 экз.

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока             от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                         0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы,°С

- трансформаторов тока, напряжения, счетчиков                      от 0 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех

компонентов системы, с                                            ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа 1800, ч, не менее            120000

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

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счётчик - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 120000 ч (Альфа А 1800), средний срок службы 30 лет;

• - трансформаторы тока типа ТЛК 10 - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет.

• - трансформаторы напряжения типа НАМИТ-10-2 УХЛ2 - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 400000 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, приведших 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, напряжения;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок;

• ■ защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии;

• - установка пароля на сервер ЦСОД;

• - возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

• - сервер ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.