АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 16 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2 (16 точек измерений).

ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - комплексы измерительно-информационные (далее - ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики) и вторичные измерительные цепи.

• 2- й уровень - комплексы электроустановок измерительно-вычислительные (далее -ИВКЭ) ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», включающие в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-09, зав. № 05145472) и ARIS MT200 (Госреестр СИ РФ № 53992-13, зав. № 09140082) соответственно, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.

• 3- й уровень - комплекс информационно-вычислительный (далее - ИВК), включающий в себя сервер опроса и БД, с установленным серверным программным обеспечением ПТК "Энергосфера", устройство синхронизации системного времени УСВ-2, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение, АРМы.

Для ПС 110/35/10/6 кВ «Северная» (ИК № 1, 2, 13, 14) уровень ИВКЭ совмещен с уровнем ИВК.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной 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.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ТП 6/0,4 кВ «КНС-1», осуществляется по интерфейсу RS-485 на коммуникатор PGC. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал поступает на коммуникатор PGC,

Лист № 2 Всего листов 16 подключенный по интерфейсу RS-232 к УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» (счетчики -каналообразующая аппаратура - УСПД).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», осуществляется по интерфейсу RS-485 на УСПД уровня ИВКЭ. С УСПД информация по интерфейсу RS-232 поступает на коммуникаторы PGC. С которых посредством GSM/GPRS каналов передачи данных информация передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (УСПД - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).

На ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», в виду отсутствия УСПД уровня ИВКЭ, передача цифрового сигнала с выходов счетчиков осуществляется напрямую на ИВК, посредством сквозного канала, созданного на основе Ethernet-сервера NPort 5450. Сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает на Ethernet-сервер, преобразуется в интерфейс RS-232 и поступает на вход GSM-модема. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).

При выходе из строя линий связи или УСПД предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.

На сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам.

На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске сервера БД ИВК.

Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:

• - основной канал: по сети Internet (сервер ИВК - сети Internet - заинтересованные субъекты);

• - резервный канал: сотовая связь стандарта GSM (сервер ИВК - GSM/GPRS коммуникатор - заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-10, зав.  № 3049). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет

нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи сервера ИВК с УСПД и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с. При каждом сеансе связи УСПД со счетчиками и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) ином; ток (от 0,05 до 1,2) 1ном, 0,5 инд. < cosф > 0,8 емк;

• - температура окружающей среды (23 ±2) °С.

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (от 0,9 до 1,1) ином; ток (от 0,05 до 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф > 0,8 емк;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков ИК № 1, 2, 13, 14 - от минус 40 °С до плюс 55 °С, ИК № 3-12, 15, 16 -от минус 40 °С до плюс 60 °С; для УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» - от минус 30 °С до плюс 50 °С, УСПД ПС 110/10/6 кВ «Центральная» - от минус 10 °С до плюс 50 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,05^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35°С, на ПС 110/6 кВ «Белый ключ» - от минус 5 °С до плюс 35 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 7. Допускается замена измерительных компонентов АИИС КУЭ на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками

Лист № 13 Всего листов 16 перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и среднее время наработки на отказ;

• -  счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ Т_о, не менее 55000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;

• -  счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ То, не менее 140000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;

• -  счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ То, не менее 165000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;

• -  УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ То, не менее 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;

• -  УСПД «ARIS MT200» - среднее время наработки на отказ То, не менее 88000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;

• -  сервер БД уровня ИВК - среднее время наработки на отказ То, не менее 103700 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 1 ч.

Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:

• -  Кг_АИИС КУЭ = 0,99 - коэффициент готовности;

• -  То_АИИС КУЭ = 1853,866 ч. - среднее время наработки на отказ.

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, УСПД, сервере ИВК;

• -  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;

• -  фактов пропадания напряжения;

• -  фактов коррекции шкалы времени. Возможность коррекции шкалы времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• -  УСПД (функция автоматизирована);

• -  сервере ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• -  счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.02 -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

• -  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

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