АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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),

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа,

• - передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений,

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей),

• - 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 (модификации МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, МИР С-03.02Т-ЕС)Т1.В\1\-1<Ст-1 Т-11 класса точности 0,2S/0,5 и МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности (КТ) 0,5S/1 ) в ГР № 42459-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (24 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер типа МИР КТ-51М ( ГР № 38099-10), каналообразующую аппаратуру.

• 3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер сбора и хранения базы данных HP ProLiant DL380 G7 с установленным программным обеспечением (ПО) ПК «Учет энергоресурсов», устройство синхронизации системного времени - радиочасы МИР РЧ-02 (ГР № 46656-11), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-15 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 контроллеру устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 16-24 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает по проводным линиям на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и передача информации в АО «АТС», филиал ПАО «ДЭК» «Дальэнергосбыт», филиал  ОАО «СО ЕЭС» Приморское РДУ, филиал

АО «ДРСК» «Приморские электрические сети и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР-РЧ-02, принимающих сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Коррекция часов контроллера проводится при расхождении часов контроллера и часов сервера БД более чем на ±1 с, погрешность синхронизации не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

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

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1), ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1-15,19,20 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №16-18,21-24; 0,5 инд.^cos ф^0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55°С, для контроллера от минус 40 до 55 °С и сервера от 10 до 30 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 10 до 30 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала

АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1-15,19, 20 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №16-18, 21-24; cosф=0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5) °С приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик МИР С-03

- среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч ,

- средний срок службы не менее 30 лет,

сервер

- среднее время наработки на отказ не менее 1 700 000 ч , контроллер МИР КТ-51М

- среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч ,

- средний срок службы не менее 12 лет, радиочасы МИР РЧ-02

- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч ,

- средний срок службы не менее 12 лет.

- время готовности радиочасов к работе после включения напряжения питания (“холодный старт”) не более 5 минут.

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, контроллере и сервере;

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

- передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчике (функция автоматизирована);

- контроллер ( функция автоматизирована);

- сервере ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии МИР - время хранения срезов мощности-128 суток ;

-контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток и при отключении питания не менее 5 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.