АИИС КУЭ представляют собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;

измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;

измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных или 60-минутных интервалах;

периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 (60) минут, сутки, месяц);

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

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

• 1-й-уровень - измерительно-информационный     комплекс точек измерений,

включающий:

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности 0,5 или 0,5S и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 класса точности 0,5, указанные в таблице 4;

трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, КТ 0,5 по техническим условиям (ТУ) завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 524252005, КТ 0,5 по ТУ завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485

однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.212012 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 523222005 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

каналообразующая аппаратура: ретрансляторы (РТ-01) и коммуникационные шлюзы (ШЛ-2Б-02) ZigBee сетей, GSM-модем стандарта 900/1800.

• 2- й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:

устройство сбора и передачи данных ComMod М (Регистрационный № 72780-18).

• 3- й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

сервер сбора и обработки данных (далее сервер СОД) гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;

программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «АльфаЦЕНТР»;

система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе программных средств приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.

Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ^Б-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и GSM-модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер СОД ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы PT-01.

На третьем уровне системы выполняется дешифрование поступающей измерительной информации в соответствии с протоколом SSL128, идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера СОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании), электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера СОД и часов счетчиков превосходит 2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журналах событий счетчиков и сервера СОД АИИС КУЭ.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов.

Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Продолжение таблицы 4

Таблица 2 - Возможный состав измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Надежность применяемых в системе компонентов:

Резервирование каналов связи:

а) информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа; связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

сервера.

б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервере СОД; возможность использования цифровой подписи при передаче.