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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних (на 30-минутных интервалах времени) значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

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

• - передача результатов измерений в заинтересованные организации;

• - предоставление по запросу доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу электроустановки;

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

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

• - конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S и 0,5S; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 классов точности 0,2S и 0,5S для активной электроэнергии и классов точности 0,5 и 1,0 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

• 2- й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (номер в Государственном реестре 45048-10) территориально распределен и включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (на базе СПО «Метроскоп»), ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга (на базе ПО «АльфаЦЕНТР»), каналообразующую аппаратуру.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы , которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Результаты измерений активной и реактивной электроэнергии со счётчиков собираются в УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, осуществляющий сбор, обработку и хранение полученных данных. Информация поступает и в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет хранение, подготовку и передачу данных с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (на базе приемников сигналов точного времени). Время в АИИС КУЭ синхронизируется с шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически при условии превышения допускаемого рассогласования ± 2 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±2 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования со временем приемника сигналов точного времени.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД содержат значение коррекции и времени (дата, часы, минуты) ее выполнения.

Комплектность   системы   автоматизированной   информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ «Временная (Резервная)» определяется паспортом-формуляром на систему РКПН.422231.191.00.ФО.

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

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики.

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. Нормальные условия:

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

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

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,02+ 1,2) 1ном;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до 65 °С; для УСПД RTU-325Т от 0 до 50 °С.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02Iном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35°С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• • счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• • УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

• • сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 89000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

Надежность системных решений:

• • резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• • резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты, спутниковой и сотовой связи.

Регистрация событий:

• • в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• • в журнале событий УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - корректировки времени;

Защищенность применяемых компонентов:

• • механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера.

• • защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД.

• - пароли на ИВК (сервере), предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Глубина хранения информации:

• • счетчик электроэнергии - глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, не менее 1200 дней; при отключении питания - не менее 30 лет.

• • УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 5 лет.

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

3нак утверждения типа