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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

• - периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

• - разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;

• - подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте внешним организациям;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, 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.

АИИС КУЭ построена на базе аппаратно-программного комплекса «Телескоп+» (Гос-реестр № 19393-12), используемого в качестве информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень системы - состоит из 4-х информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности КТ = 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности КТ = 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии EPQS КТ = 0,5S по ГОСТ 31819.22 для активной электроэнергии и КТ = 0,5 по ГОСТ 31819.23 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;

• 2- ой уровень — уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) шлюз Е-422, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;

• 3- ий уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД) НР ProLiant, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное обеспечение (ПО) «Теле-скоп+».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной трансформации и журнала событий, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Далее сервер БД при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Синхронизация часов ИВК и УСПД осуществляется по часам подключенных к ним УСВ-3 каждую секунду, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК и УСПД с часами УСВ-3 более чем на ±1 с. Часы УСВ-3 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. По часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется один раз в 30 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ± 2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в табл. 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в табл. 3 и 4.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети 5 % (⁶5%P, ⁶5%Q⁾, ²⁰ % (⁶20%P, ⁶20%Q^{) и 100} % (⁶100%P, ⁶100%Q^{) от 1}ном^;

W™ - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5 % (WPI5%, WQI5%), 20 % (WPI20%, WQI20%), 100 % (WPI00%, WQI100%) и 120 % (WPI120%, WQI120%).

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  20±5 °С

  1±0,2 1ном

  1±0,02 Uhom

  0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.

  от 49 до 51

  от -40 до +50

  от -40 до +70

  от 1мин до 120

  от 85 до 110

  0,5 инд. - 1 - 0,8 емк. от 49 до 51

• - температура окружающего воздуха

• - сила тока

• - напряжение

• - коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

• - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

• - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

• - сила тока, % от номинального (1_ном)

• - напряжение, % от номинального (U_hom)

• - коэффициент мощности ^os ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 6. Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для I от 0,05 Ihom до 1,2 1_НОм',

• - для cos ф от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.

- для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы = 30 лет;

- счетчики EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч , средний срок службы Ъ_л = 32 года.

• - УСПД Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления t_e = 1 ч;

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления t_e = 2 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи.

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

• - попытки несанкционированного доступа;

• - корректировки системного времени;

• - отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - перерывы питания.

б) в журнале событий УСПД:

• - попытки несанкционированного доступа;

• - связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• - перезапуски УСПД (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);

• - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• - отключение питания

в) в журнале событий ИВК:

• - попытки несанкционированного доступа;

• - связи со счетчиками, УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• - перезапуски ИВК (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);

• - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации вермени;

• - отключение питания.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой спереди;

• - путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

• - путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;

• - путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках, УССВ, сервере БД, АРМ;

• - разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;

• - регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

• - защита результатов измерений при передаче.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

Лист № 6 Всего листов 7 каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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