АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерений активной электроэнергии, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325L (далее -УСПД), блок коррекции времени (БКВ) и каналообразующая аппаратура.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из последовательно соединенных элементов всех трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую ин-

Лист № 2 всего листов 7 формацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС » Кольское РДУ, ОАО «Колэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), подключенного к серверу БД и блоком коррекции времени (далее - БКВ) и подключенного к УСПД. Устройство синхронизации времени и БКВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД соответственно, сличение часов сервера БД и УСПД с временем соответстующего приемника. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД и времени соответствующего приемника более чем на ±1 с. В случае сбоя одного из источников синхронизации коррекция времени может быть настроена от устройства с исправным устройством синхронизации времени (УСПД или сервер БД). Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из последовательно соединенных элементов всех трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую ин-

Лист № 2 всего листов 7 формацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС » Кольское РДУ, ОАО «Колэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), подключенного к серверу БД и блоком коррекции времени (далее - БКВ) и подключенного к УСПД. Устройство синхронизации времени и БКВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД соответственно, сличение часов сервера БД и УСПД с временем соответстующего приемника. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД и времени соответствующего приемника более чем на ±1 с. В случае сбоя одного из источников синхронизации коррекция времени может быть настроена от устройства с исправным устройством синхронизации времени (УСПД или сервер БД). Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

В АИИС КУЭ ООО «Арктик-энерго» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа ЦЕНТР».

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Продолжение таблицы 1

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические

характеристики

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

• 3. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cos j = 0,9инд.;

• - температура окружающей среды: (20±5) °С.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

• - для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh₁; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н₁; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - для счетчиков электроэнергии Альфа1800:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh₂; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 65 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, значений силы тока, равных 2 (5) % от 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• - УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция часов счетчиков и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчиков;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательных коробок;

• - УСПД;

- ИВК.

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

• - электросчетчиков;

• - УСПД;

- ИВК.

Возможность корректировки часов в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• - ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).