АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД-1) RTU-327 (Госреестр № 41907-09, заводской номер 006177) и (УСПД-2) RTU-300 (Госреестр № 19495-03, заводской номер 004149), каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер FSC Primergy rx300, выполняющий функцию консолидации информации по точкам учета, организации информационного обмена между уровнями системы, синхронизации времени, передачу информации.

АИИС КУЭ обеспечивает:

• - автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин);

• - сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;

• - автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе системы обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

• - периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин);

• - хранение в базе данных АИИС КУЭ не менее 3,5 лет результатов измерений, информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);

• - обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подписью);

• - обеспечение    защиты    оборудования,     программного    обеспечения    от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• - обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;

• - обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;

• - автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны ИВК;

- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорных счетчиках вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД -1 и УСПД-2 осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат Ethernet (счетчик - каналообразующая аппаратура - УСПД).

УСПД-1 и УСПД-2 поддерживает работу с выбранными для учета электроэнергии многофункциональными счетчиками электроэнергии, осуществляет сбор данных по измерению количества электроэнергии и данных журналов событий счетчика, производит коррекцию шкалы времени в системе.

УСПД-1 автоматически осуществляет сбор данных с УСПД-2 посредством локальной вычислительной сети (ЛВС), хранение результатов измерений и автоматическую передачу накопленных данных на уровень ИВК.

Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с заданной цикличностью с уровня ИВКЭ (УСПД-1) и хранит результаты измерений и состояний средств измерений (журналы событий счетчиков, УСПД-1 и УСПД-2), производит обработку информации и проводит необходимые расчеты, формирует отчетные формы, обеспечивает доступ к этой информации по локальной вычислительной сети (ЛВС) (основной канал передачи данных (УСПД-1 - ЛВС -сервер БД) со стороны автоматизированных рабочих мест (АРМ), либо по каналу сотовой связи через GSM-модем (УСПД-1 - GSM модем - сервер БД).

Передача информации заинтересованным субъектам происходит по сети Internet (сервер БД - каналообразующая аппаратура - заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, заводской номер 453), включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит автоматически 1 раз в 30 минут. Ход часов сервера не превышает ±1 с/сут.

Сличение шкалы времени УСПД-1 со шкалой времени на сервере происходит автоматически один раз в сутки, корректировка шкалы времени - при расхождении ±2 секунды.

Сличение шкалы времени УСПД-2 со шкалой времени на УСПД-1происходит автоматически один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении ±2 секунды.

Коррекция шкалы времени счётчиков со стороны УСПД-1 и УСПД-2 осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Комплектность средств измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средств измерений

Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого уровня измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 3

Примечания:

• 1 Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

• 2 Характеристики относительной погрешности измерительно-информационных каналов даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

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

• 4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - частота от 49 до 51 Гц;

• - напряжение от 0,98 до 1,02-Uhom;

• - сила тока от 0,01 до 1,2^Ihom;

• - температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети от 0,9 до 1,1 •Uhom;

• - частота от 49 до 51 Гц;

• - сила тока от 0,01 до 1,2^Ihom;

температура окружающей среды:

• - для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;

• - для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746;

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.

• 6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983 счетчики по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-85, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков и прочих средств измерений на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у средств измерения, используемых в составе данной АИИС КУЭ. Допускается замена компонентов системы на однотипные с техническими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4. Замена оформляется актом в установленном в ГК «Синтез ОКА» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (Госреестр №№ 31857-11, 31857-06) - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 400000 часов;

- Сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 103700 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 24 часа;

• - для сервера Тв < 1 часа;

• - для УСПД Тв <1 часа;

• - для УСВ-1 Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

• - фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - сервере БД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 300 суток; сохранность даннх при открючении питания - не менее 30 лет;

• - - счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (Госреестр №№ 31857-11, 31857-06) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет не менее 45 суток; сохранность даннх при открючении питания -не менее 5 лет при 25°С, не мене 2 лет при 60°С;

• - УСПД - хранение данных при отключенном питании - не менее 5 лет;

• - сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Комплектность средств измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средств измерений

осуществляется по документу РТ-МП-3547-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГК «Синтез ОКА». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 04.10.2016 г.

Основные средства поверки:

• -  для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

• -  для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

• -  счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6801 для классов точности 0,2 и 0,5;

• -  для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа 1800 (Госреестр №№ 31857-06, 31857-06) - по документу «Счетчкики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ МИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• -  для УСПД-1 RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г ;

• -  для УСПД-2 RTU-300 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2003 г;

• -  радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50° С , цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.