АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя промконтроллеры ЭНКС-1.622, контроллеры UNO-2160, блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, каналообразующую аппаратуру;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ES-Энергия».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

1ервичные 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. 1о мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. 1о вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по линиям связи поступает на входы промкон-троллера ЭНКС-1.622, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление

и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, синхронизирующим собственное время по сигналам спутниковой системы навигации. Погрешность синхронизации фронта сигнала 1PPS в статическом режиме составляет ±100 нс, в динамическом режиме ±300 нс. Блок коррекции времени подключен к контроллеру UNO-2160. Пределы абсолютной погрешности хода часов контроллера UNO-2160 за 1 час составляют не более ±0,6 с. Сличение часов контроллера UNO-2160 и блока коррекции времени осуществляется периодически (1 раз в 3 часа), коррекция часов производится при обнаружении расхождения больше ±1 с.

Сличение часов основного и резервного серверов базы данных осуществляется периодически (1 раз в 1 час) с часами контроллера UNO-2160. Коррекция часов основного или резервного серверов осуществляется при обнаружении расхождения ±2 с.

Промконтроллер ЭНКС-1.622 периодически (1 раз в 3 часа) сравнивает свое системное время с часами контроллера UNO-2160. Пределы допускаемых значений абсолютной среднесуточной погрешности хода часов промконтроллера составляют не более ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±1 с часов промконтроллера ЭНКС-1.622 от часов контроллера UNO-2160 производится коррекция часов в промконтроллере ЭНКС-1.622. Сличение часов счетчика электрической энергии и промконтроллера ЭНКС-1.622 осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения больше ±2 с часов счетчика электрической энергии от часов промконтроллера производится коррекция часов счётчика, но не чаще одного раза в сутки. Пределы основной абсолютной погрешности хода внутренних часов счетчика в нормальных условиях Д_сч = ± 0,5 с/сутки. Пределы дополнительной температурной погрешности хода часов счетчика ± 0,1 с/°О сутки.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

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

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

• 3    Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) ин; диапазон силы тока

(0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos j = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -    ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

• -    счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

• -    контроллеров от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

• -    серверов БД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

• -        магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4    Рабочие условия эксплуатации:

• -    для ТТ и ТН:

• -     параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ин₁; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н₁; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

• -    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

• -     для счетчиков электроэнергии:

• -     параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин₂; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cos j (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 65 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл .

• 5   Погрешность в рабочих условиях указана для cos j = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу

ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов , счетчиков , контроллеров

на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    счётчик электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    промконтроллер ЭНКС-1.622- среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    контроллер UNO-2160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -     блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 sinchronization - среднее время наработки на отказ не менее Т = 366 880 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -     сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

• -    журнал счётчика:

• -     параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -     коррекции времени в счетчике;

• -    журнал контроллера:

• -     параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -     коррекции времени в счетчике и контроллере;

• -     пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• -    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     электросчётчика;

• -    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -     испытательной коробки;

• -     контроллера;

• -     сервера БД;

• -    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

• -     электросчетчика;

• -     контроллера;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках ( функция автоматизирована);

-    контроллерах ( функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений ( функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 3 мин, 30 мин ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 1200 суток; при отключении питания - 30 лет;

• -    контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

• -     сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).