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 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии поГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, 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 сервер с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

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

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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.

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.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, и далее по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных CSD (основной канал) - на сервер, где осуществляется обработка измерительной

Лист № 2 Всего листов 9 информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии GPRS стандарта GSM.

Передача информации в ПАК АО «АТС » за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское 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», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляет не более ±0,5 с.

Сервер каждый час сравнивает свое системное время с УСВ-1, коррекция часов сервера осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера производится не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с показаниями часов сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера 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

Продолжение таблицы 2

*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: (20±5) °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 (миф) 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)Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)Ih₂; диапазон коэффициента мощности cosф (миф) 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 55 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 95 % 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 0 до плюс 40 °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-1 на однотипное 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 Меркурий 230 (госреестр № 23345-04) - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    счётчик Меркурий 230 (госреестр № 23345-07) - среднее время наработки на отказ не менее Т=150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=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 Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-   сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).