АИИС КУЭ представляет собой проектно-компонуемую многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Перечень основных функций выполняемых системой:

• - автоматическое проведение измерений в точках учёта приращений активной и реактивной электроэнергии в соответствии с устанавливаемым планом;

• - периодический и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электроэнергии и мощности с заданной дискретностью учета и данных о состоянии средств измерений, в том числе сбор записей и соответствующих значений из журнала событий, включая несанкционированный доступ к оборудованию, обеспечение настройки и управления элементами системы, включая контроль нагрузки и размыкание нагрузки;

• - накопление, обработка, хранение и отображение измерительной и диагностической информации от контролируемых объектов, данных о состоянии объектов и средств измерений, параметров настройки и служебной информации;

• - передача вышеуказанной информации в различных форматах на сервер коммерческого учета и/или в биллинговые и другие внешние системы;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений системы, 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;

• - диагностика, мониторинг и сбор статистики ошибок функционирования технических и программных средств системы;

• - конфигурирование и настройка параметров системы;

• - ведение системы единого времени АИИС КУЭ.

Первый уровень системы измерительно-информационный комплекс (ИИК) содержит:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 классов точности 0,2, 0,2S, 0,5, 0,5S;

• - измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 классов точности 0,2 и 0,5;

• - статические счётчики активной и реактивной электроэнергии ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 классов точности 0,2S, 0,5S, 1,0, 0,2S/0,5, 0,5S/0,5, 0,5S/1,0, 1,0/1,0 и 1,0/2,0, установленные на объектах, (до 1024 точек измерений на одно устройство второго уровня).

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительные комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ могут входить:

• - устройства сбора и передачи данных - концентраторы данных «ЭМИС-СИСТЕМА 950/2» (далее - УСПД, концентратор ЭС 950/2);

• - технические средства приема-передачи данных (преобразователи интерфейсов, каналообразующая аппаратура, модемы).

Передача информации от счетчиков к УСПД осуществляется:

• - по выделенному каналу по интерфейсу RS-485;

• - посредством блоков ввода и передачи данных ЭМИС-СИСТЕМА 770, работающих по технологии PLC.

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, коммуникационный сервер, сервер баз данных (далее сервер БД), ВЕБ - сервер, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО).

Оборудование и устройства всех уровней совместно с линиями связи формируют измерительные каналы (ИК) для измерений потреблённой активной и реактивной электроэнергии.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по линиям связи поступают на входы концентраторов, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к концентраторам устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой единого времени (СЕВ). СЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИВК). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приемника или ГЛОНАСС-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит непрерывно, коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1 с/сут.

Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ± 2,0 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения времени АИИС КУЭ ±5 с/сут.

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

Состав системы представлен в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 - Оборудование, применяемое в системе.

Таблица 2 - Средства измерений, применяемые в системе¹

¹ Допускается использование в составе системы других трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения выпущенных по ГОСТ 1983-2011, утвержденных типов и классов точности не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Для защиты систем от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрены аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений в соответствии с требованиями их эксплуатационной документации, кроссовых клеммных коробок, а также многоуровневые ограничения доступа к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

В комплект поставки входят:

• - АИИС КУЭ ЭМИС-ЭЛЕКТРА в комплектации согласно спецификации договора поставки;

• - паспорт АИИС КУЭ ЭЭ.000.000.00 ПС;

• - руководство по эксплуатации АИИС КУЭ ЭЭ.000.000.00 РЭ;

• - методика поверки МЦКЛ.0044.МП (по отдельному договору);

• - прикладное ПО АИИС КУЭ ЭЭ на DVD-диске.

Лист № 8 всего листов 8 

Таблица 4 -Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения времени АИИС КУЭ

±5 с/сут.

Примечания

Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовые).

В качестве характеристик погрешности указаны пределы допускаемой относительной погрешности в нормальных условиях применения систем, соответствующие вероятности 0,95.

Нормальные условия применения систем:

• - параметры электросети:

• - напряжение (0,85 + 1, 10) U_H0M;

• ^{- ток (1} ~ ^1,2) 1||оМ^;

• - коэффициент мощности 0,9 инд.;

• - частота (0,99 + 1,01) 1"ном;

• - режим работы сети полнофазный, симметричный, высшие гармоники отсутствуют;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

Рабочая температура окружающей среды:

• - для измерительных трансформаторов от минус 45 до плюс 50 °С;

• - для счетчиков согласно данным паспорта на счетчик;

• - для УСПД от минус 25 до плюс 55 °С;

• - для серверов и АРМ от плюс 15 до плюс 35 °С.

Полный перечень измеряемых системой параметров определяется типами применяемых электросчетчиков и приводится в руководстве пользователя программного обеспечения системы.

Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и УСПД.

Потребляемая мощность, габаритные размеры и масса определяются конфигурацией системы.

Время непрерывной работы, ч, не ограничено.

Средняя наработка до отказа Тср, ч, не менее 100000.

Срок службы, лет, не менее 12.