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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С1 и устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов TK16L, каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя: сервер сбора МЭС Центра и сервер баз данных (далее по тексту - БД) МЭС Центра, сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго», сервер БД ООО «ЭСВ»; устройства синхронизации системного времени (далее по тексту -УССВ) на базе источника первичного точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго»), комплекса измерительно-вычислительного СТВ-01 (МЭС Центра), устройства синхронизации времени УСВ-3 (ООО «ЭСВ»); автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения электропитания.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - 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 электрической энергии № 1-5 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего контроллера сетевого индустриального (СИКОН С1), и далее - на сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго».

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии № 6-7 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (TK16L), далее - на сервер сбора МЭС Центра, далее - на сервер БД МЭС Центра.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в УСПД, либо на серверах БД или сбора. Формирование и хранение поступающей информации осуществляется на уровне ИВКЭ, либо на уровне ИВК. Оформление отчетных документов осуществляется на уровне ИВК.

С сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго», сервера БД МЭС Центра по каналам связи сети Ethernet информация поступает на сервер БД ООО «ЭСВ» в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ). Сервер БД ООО «ЭСВ» также обеспечивает прием информации от других АИИС КУЭ утвержденного типа, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Передача информации в ПАК АО «АТС» с электронной цифровой подписью (далее по тексту - ЭЦП) субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется с сервера БД ООО «ЭСВ» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входят: источник первичного точного времени УКУС-ПИ 02ДМ, комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01, сравнивающие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.

Коррекция времени сервера БД ООО «ЭСВ» производится от УССВ на базе устройства синхронизации времени УСВ-3 (регистрационный номер типа средства измерения в Федеральном информационном фонде: 64242-16). Сличение времени сервера БД ООО «ЭСВ» с временем УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД ООО «ЭСВ» и УСВ-3.

Сравнение шкалы времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» со шкалой времени УКУС-ПИ 02ДМ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация шкалы времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» со шкалой времени УКУС-ПИ 02ДМ осуществляется независимо от их расхождения.

Сравнение шкалы времени УСПД ИИК № 1-5 со шкалой времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД ИИК № 1-5 со шкалой времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» осуществляется при превышении установленного значения коррекции времени. Установленное значение коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать более чем ±1 с (параметр программируемый).

Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК № 1-5 со шкалой времени соответствующих УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени соответствующего УСПД осуществляется при превышении установленного значения коррекции времени. Коррекция времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

СТВ-01, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК МЭС Центра с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

ИВК МЭС Центра выполняет функцию источника точного времени для УСПД (TK16L) ИВКЭ МЭС Центра. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД (ТК'16Ь) и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД (ТК'16Ь) выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД (ТК'16Ь) автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Журналы событий счетчика отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий УСПД и сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 1193) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД ООО «ЭСВ» в составе уровня ИВК.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4.

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - серверов ИВК.

• - защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

• - подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на серверы БД (и сбора) ИВК