АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» на базе закрытой облачной системы VMware с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -«Ярэнерго» на базе закрытой облачной системы VMware и сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на серверы: для измерительных каналов (ИК) №№ 4, 5, 7 - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», для ИК №  9  - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра»  -  «Ярэнерго»,

на которых осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей    информации,    оформление отчетных    документов.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной  информации, в частности вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «МРСК Центра» -«Ярэнерго», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «МРСК Центра» -«Костромаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» по каналу связи сети Internet (основной канал).

При отказе основного канала связи для ИК №№ 4, 5, 7, 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль», на котором осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

При отказе основного канала связи для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль», на котором осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго Ярославль» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра» -«Костромаэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» и УСВ.

Сравнение показаний часов каждого сервера с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов серверов производится при расхождении показаний с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» на величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для ИК №№ 1-3, 6, 8, 10-14) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего сервера (для ИК №№ 4, 5, 7 - с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», для ИК № 9 - с часами сервера филиала ПАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго») осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с.

В случае отказа основного канала опроса имеется возможность синхронизации часов счетчиков для ИК №№ 4, 5, 7, 9 с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль». Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго Ярославль» на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

• 3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 4, 5, 7 указана для тока 2 % от 1_ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1_ном; cos j = 0,8инд.

• 4   Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-   журнал счетчиков :

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-   журнал УСПД :

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД; сервера.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии; УСПД;

серверов.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована);

серверах (функция автоматизирована). Возможность сбора информации : о состоянии средств измерений ;

о результатах измерений (функция автоматизирована ).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).