АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

• - перезапуск АИИС КУЭ;

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

• - передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ПС-110 кВ «Роза - Хутор» - участникам оптового рынка электроэнергии;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 13-ти информационно-измерительных каналов (далее - ИИК ТУ), измерительно-вычислительного комплекса (далее ИВК).

Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - «уровень измерительного комплекса точки учета» (уровень ИК), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5S и 0,5 по 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в

Лист № 2 всего листов 13 части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС-110 кВ «Роза - Хутор» и соответствующие связующие компоненты.

• 2- й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВКЭ) АИИС КУЭ, представляет собой совокупность функционально объединенных программных и технических средств, предназначенных для решения задач сбора и обработки результатов измерений, диагностики состояний средств и объектов в пределах одной электроустановки.

Уровень ИВКЭ включает в себя

• - аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр АС_РЕ_40;

• - УСПД типа RTU - 325T-E2-M4-B8, предназначенное для накопления, обработки информации, поступающей удаленным способом с уровня ИИК ТУ (счетчики) и формирования данных для передачи в автоматическом режиме на вышестоящий уровень;

• -  устройство синхронизации системного времени (УССВ);

• -  автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояний средств измерений (СИ) и включающий в себя одно автоматизированное рабочее место персонала (далее -АРМ) АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор», каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ (далее - сервер БД). Функции сервера ИВК выполняет ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Кубанское ПМЭС и ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга.

Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.

На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. Первичные фазные 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30минутных интервалов времени.

В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-ИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор».

Информационный обмен между уровнями ИИК ТУ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ (УСПД), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч,(квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД (АРМ).

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени Метроника-235, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационновычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, УСПД, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более ±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с). Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК № 8     Ктт=1000/5        КТ=0,5;    КТ=0,5Б/1;

1ПАЙЛ ПО     IZ^— I ПППП/1 ПП      Л ПЛ,17,П

Общий вид основных составных частей АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза - Хутор»

Комплектность АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» (основные технические средства, задействованные в системе) представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза - Хутор»

АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» приведены в таблице 3.

Таблица 3 - АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор»

Наименование характеристики d_wq (&_pq) ИК № 1, 2 в рабочих условиях эксплуатации в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном 6_wp (d_pp) ИК № 1, 2 в нормальных условиях эксплуатации в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном 6_wq (&_pq) ИК № 1, 2 в нормальных условиях эксплуатации

в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном d_wp (d_pp) ИК 5, 7-10, 12-14 в рабочих условиях эксплуатации в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном

S_wq (&_pq) ИК № 5, 7-10, 12-14 в рабочих условиях эксплуатации в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном 6_wp (d_pp) ИК 5, 7-10, 12-14 в нормальных условиях эксплуатации в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном

Примечания:

• 1. d_wp (§_pp) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;

• 2. d_wq (Зрд) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - параметры сети для ИК: напряжение - (0,99 - 1,01)-U_H; сила тока - (0,05 - 1,2) ^_н; диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

• - температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5°С до + 30°С;

счетчиков - от +18°С до +25 °С; ИВК - от +15 °С до +25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• - параметры сети для ИК:       напряжение - (0,9 - 1,1) -и_н1; сила первичного тока -

(0,01 - 1,2) -1_н1 для ИК № 1,2, 5,7 - 10; 12 - 14; сила первичного тока - (0,05 - 1,2) -1_н1 для ИК № 11, 15; 16; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети для ИК:       напряжение - (0,9 - 1,1) •и_н2; сила вторичного тока -

(0,05 - 1,2) •1_н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -(50 ± 0,15) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от +15 °С до +25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

• 5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом установленном на ПС - 110 кВ «Роза - Хутор» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.