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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенные в помещении серверной МУП «РГРЭС»; сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ); каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы Wi-Fi роутера iRZ RU10w, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС».

На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» по каналу связи Internet.

Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 составляют не более ±10 мкс.

Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с соответствующим УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.

Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное время с соответствующим УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера СД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера СД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

*Примечания:

• 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2   Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

• 3   Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

• -    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)Uh; ток (1,0-1,2)1н; cosj=0,9uHg.; частота (50±0,2) Гц;

• -   температура окружающей среды: (23±2) °С.

• 4   Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• -    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01-1,2)1н₁; коэффициент мощности cosф (айф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

• -    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

• -    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)ин₂; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)1н₂; диапазон коэффициента мощности cosф (айф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

• -   магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

• -   температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

• -   относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

• -    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

• -    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 1_ном cos j=0,8инд и

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

• 6   Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7   Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее

Т=256554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 ч;

-   ИВК «ИКМ-Пирамида » - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности te=1 ч.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счетчике и сервере;

• -    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -   счетчика электрической энергии;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -   испытательной коробки;

• -    сервера.

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

• -    счетчика электрической энергии;

• -    сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -   счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• -   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -   о состоянии средств измерений;

• -   о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• -   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -   сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -   счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• -    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).