АИИС КУЭ представляет собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -  измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;

• - измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;

• - измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных интервалах;

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

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

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

• - 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 включают в себя следующие уровни:

• 1-й-уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерений, включающий:

• - трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 класса точности 0,5 или 0,5S трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 класса точности 0,5, указанные в табл. 16;

• - трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21, КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012 с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными в табл. 16 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

• - трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52425-2005 с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными в таблице 16 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

- однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.21-2012 непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);

- однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);

- каналообразующая аппаратура (ретрансляторы РТ-01 и коммуникационный шлюз ШЛ^В-02), GSM-модем стандарта 90o/l800).

• 2- й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), вкючающий в себя:

• - устройство сбора и передачи данных ComMod А ТПГК.426483.010 ТУ (Госреестр СИ № 55095-13).

• 3- й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

• - сервер баз данных центра сбора и обработки данных (далее Сервер БД ЦСОД) гарантирующего поставщика или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;

• - программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «Энфорс 442» или ПО «АльфаЦЕНТР»;

• - система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе приемника сигналов точного времени с серверов точного времени сети Интернет по NTP протоколу или приемника сигналов точного времени из системы GPS/ГЛОНАС.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.

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.

Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.

Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ^В-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и GSM модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы PT-01.

На третьем уровне системы выполняется дешифрование поступающей измерительной информации в соответствии с протоколом SSL128, идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ЦСОД гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов счетчиков превосходит 2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов.

Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.

Состав АИИС КУЭ «TPP Smart Metering SE» приведен в таблице 18.

Таблица 18

Продолжение таблицы 18

Метрологические характеристики приведены в таблицах 5 - 16.

Таблица 5 - Метрологические характеристики

Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Таблица 11 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%1_ном до 120%1_ном), трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Продолжение таблицы 11

Таблица 12 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1_ном до 120%1_ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Таблица 13 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0, трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%1_номдо 120%1_ном) или трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1_ном до 120%1_ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности

Таблица 15 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики КТ 1,0) при измерении активной электрической энергии и мощности

Таблица 16 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности

Таблица 17 - Основные технические характеристики

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчик электрической энергии однофазный - среднее время наработки на отказ, не менее 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;

• - счетчик электрической энергии трехфазный - среднее время наработки на отказ, не менее 90000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;

• - трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов, средний срок службы, не менее 25 лет;

• - трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов, средний срок службы, не менее 25 лет.

Надежность системных решений:

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP;

• - регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков и УСПД:

• - попыток несанкционированного доступа;

• - связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

• - коррекции текущих значений времени и даты;

• - отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - перерывов питания;

• - самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - УСПД;

• - клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

• - испытательных клеммных коробок;

• - сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках электрической энергии и УСПД;

• - установка пароля на сервер БД;

• - возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

Глубина хранения информации:

• - однофазный и трехфзный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;

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