АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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);

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

• •  передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

• •  предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

• 1-ый уровень системы - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746 -01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 -01, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР№ 27524-04, EA05R1L-РЗС-3 и ЕА05L-B-4 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 16666-97 по ГОСТ 30206-94 при измерениия активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электроэнергии, СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР № 36697-12 по ГОСТ Р 52323-05 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05, указанных в таблице 2 (44 точки измерения).

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки  (далее ИВКЭ)

содержит в своем составе:

• - устройство ТК-'16Ь (ГР №27781-04) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее УСПД)- 7 шт;

• - каналообразующая аппаратура;

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) содержит в своем составе:

• - сервер сбора и базы данных НР ProLiant МL350;

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

• - радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (ГР№ 40586-09) - 1шт.;

• - технические средства приема-передачи данных;

• - программное обеспечение.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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.

Передача данных со счетчиков на уровень ИВКЭ выполняется с использованием цифровых интерфейсов посредством линий связи EIA485. На уровне ИВКЭ осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК.

Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК выполняется по каналам связи GSM-модемов . На уровне ИВК выполняется вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и передача сформированных отчетов на АРМ энергоснабжающей организации - участника Оптового рынка ЗАО «ЕЭСнК» через интернет-провайдера, информационное взаимодействие с другими участниками оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

На уровне ИВК присутствует устройство синхронизации времени (УСВ) - приемник сигналов точного времени РСТВ-01-01, от которого происходит коррекция времени сервера БД. Сервер БД ежесекундно сравнивает собственное время со временем УСВ, при превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера БД.

Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД каждые 30 минут, при расхождении времени более ±1 с сервер БД производит корректировку времени в УСПД.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, при расхождении времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в счетчиках.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

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

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - паспортом-формуляром (ФО4222-2014АС002-5040099482-2014), в который входит полный перечень технических средств, из которых комплектуются измерительные каналы АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

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 сети: напряжение (0,98 1,02) U_HOM, ток (1 1,2) I_HOM, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 1,1) U_HOM , ток (0,02 1,2) 1_НОМ , cos j от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для:

измерительных трансформаторов от - 60 до + 50 °С, счетчиков ЕвроАльфа от -40 до + 70 °С, счетчиков СЭТ.4ТМ от -40 до + 60 °С, УСПД TK-16L от -20 до + 60 °С, сервера от + 10 до + 30 °С.

• 5. Основная погрешность указана при 1=1,0^1ном, cos j = 0,9 инд и температуры окружающего воздуха от 15°С до 25°С.

Погрешность в рабочих условиях указана для ИК№2,4,5,7,15-18,20,23-26,31,34,39-41,43,44 при 1=0,02^ном, cosj = 0,8 инд, для ИК№ 1,3,6,8- 14,19-22,27-30,32,33,35-38,42 при 1=0,05^1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +30 °С.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-01; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-01; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ-03, ЕвроАльфа по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии; СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52325-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

электросчётчик ЕвроАльфа - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

УСПД ТК-'16Ь - параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности - не более 24 ч;

радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее 20000 ч, среднее время восстановления работоспособности -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 рынка электроэнергии с помощью электронной почты. Регистрация событий:

• •     в журнала событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

-коррекции времени в счетчике;

•   журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• •     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

• защита на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• - установка пароля на счётчик;

• - установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет; -УСПД ТК-'16Ь - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 4лет (функция автоматизирована) ; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-сервер СБД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за период не менее 4 лет.