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-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) и CE303 S31 543-JAYVZ(12) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 33446-06 и CE102M R5 145-A класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 46788-11 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии . В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (31 точка измерения).

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из контроллеров типа Сикон С120 в ГР №40489-09, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML310e Gen8 v.2, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 (ГР№ №41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Pro 3500 MT, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с контроллеров поступают на сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время на сервере ИВК синхронизируется со временем УСВ-2 каждый час и корректируется при расхождении времени на ± 2 с. Время счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) корректируется сервером ИВК ежедневно при расхождении времени на ± 2с. Время в контроллере синхронизировано с временем УСВ-2, сличение каждые 5 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроллер осуществляет коррекцию времени счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27)   каждый сеанс связи,

корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/ сутки.

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2

Таблица№2

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 (0,01   1,2) 1_НОМ, cosj = 0,9 инд.; температура

окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 1,1) U_HOM , ток (0,01 1,2) 1_НОМ для ИК№, cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; для ИК№14-16,20,21; для ИК№1-13,17-19,22-31; напряжение (0,9 1,1) U_HOM , ток (0,05 1,2) 1_НОМ cosj от 0,5 инд до 0,8 емк ;

допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчиков CE102M R5 145-A от минус 45 до + 70 °С, электросчетчиков CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) от минус 40 до + 60 °С , контроллеров Сикон С120 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях для ИК№ 14-16,20,21 указана при 1=0,01 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; для ИК№1-7,9,10,22,23,26,28 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№13,17,19,29 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40°С до +40°С; для ИК№8,11,12,18,24,25,27 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№30,31 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; основная погрешность указана при I=0,1 1ном, cosj = 0,8 инд .

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 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 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу) .

• 7. А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия

• 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Электросети» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик CE102M R5 145-A :

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =220000 ч,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

Электросчётчик CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12)

-среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч.

Сервер:

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

Лист № 8 Всего листов 10 среднее время восстановления работоспособности не более te = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

• - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

• - среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 2 ч; Контроллер Сикон С120:

• - среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =50 000ч,

• - средний срок службы, -15 лет; Надежность системных решений:

• -  резервирование питания контроллера 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 журнале счётчика:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция времени;

в журнале контроллера:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и контроллере;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение контроллера. Защищённость применяемых компонентов:

• • механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

-контроллера;

• - сервера;

• • защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

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

• - установка пароля на счётчик;

• - установка пароля на контроллере;

• - установка пароля на сервер; Глубина хранения информации:

• - электросчетчик CE102M R5145-A - глубина хранения каналов учета накопленных по тарифам за сутки - 44суток;

• - электросчетчики CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12), - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 10 лет. Глубина хранения суточных энергий, накопленных по тарифам -45 суток.

• -  контроллер Сикон С120  - суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4,5 лет.