АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) АО «Газпромнефть-ННГ» и АО «Газпром энергосбыт», каналообразующую аппаратуру.

ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (далее - ИК).

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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM каналу связи поступает на сервер БД, где производится сбор и хранение результатов измерений.

На верхнем втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

ИВК АИИС КУЭ осуществляет автоматизированный обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК АИИС КУЭ, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

• - посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;

• - посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020

для передачи данных от сервера БД на АРМ;

• - посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020

для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;

• - информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного

документа XML в формате 80030.

Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК.

СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальных систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера БД и счетчиков.

Время сервера БД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в час, коррекция часов сервера выполняется автоматически при наличии расхождения с часами УССВ. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков выполняется при наличии расхождения с часами сервера на величину более ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 1222) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на информационную табличку корпуса сервера БД.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

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

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

• 3. Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для ИК № 1-3 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05^1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C;

• - для ИК № 4, 10, 12 - при cos ф = 0,8 инд, I=0,05•Iном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -45 °C до +70 °C;

• - для ИК № 5, 11 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05^1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -45 °C до +75 °C;

• -  для ИК № 6, 7, 9 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,054ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -50 °C до +70 °C;

• - для ИК № 8 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05^1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +55 °C;

• - для ИК № 13, 14 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,024ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -50 °C до +70 °C.

• 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

• 5. 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.

• 6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.

• 7. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

• 8. Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.

• 9. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

• -  защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счётчика электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

• -  защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании (возможность установки многоуровневых паролей):

• - счётчика электроэнергии;

• - сервера;

• - кодирование результатов измерений при передаче.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции;

• - журнал сервера БД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и сервера с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции и расхождения времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий коррекции;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Возможность коррекции времени в:

• - счётчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений;

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).