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 (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 класса точности (КТ) 0,5S/1 в ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (2 точки измерения).

• 2- ой уровень-информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из сетевого индустриального контроллера «Сикон С 70» в ГР № 28822-05, 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 BL460 Gen8, 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), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сетевого индустриального контроллера (далее-УСПД), 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 УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, принимающий 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. Синхронизация времени УСПД от УСВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более чем ±1 с.Синхронизация времени сервера БД от часов УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера БД на величину более чем ±1 с.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.

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

В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

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. А - активная электрическая энергия. Р - реактивная электрическая энергия .

• 2. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 4. 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 , cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 до + 60 °С , УСПД «Сикон С70» от минус10 °С до + 50 °С, сервера от +10 С до + 25 С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана при 1=0,05 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии + 10 °С до + 25 °С.

• 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.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии приведены в таблице 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

Многофункциональный счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 -среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

Сервер среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч, 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,. = 2 ч; УСПД «Сикон С 70»:

• - среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =70 000ч,

• - средний срок службы, -12 лет;

УСВ-2:

• - среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =35 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 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 информации при хранении, передаче, параметрировании:

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

• - установка пароля на счётчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер;