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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной 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;

• - подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ПАК ОАО «АТС» и смежным организациям-участникам розничного рынка электрической энергии;

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

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «Альфа Центр», номер по государственному реестру (№ ГР) 44595-10, и включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень — трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1802 класса точности 0,2S/0,5 и Альфа А1805 класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленных на объектах с наименованием присоединений, приведенных в табл. 2 (46 точек измерения);

• 2- ой уровень — устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325T, устройство синхронизации системного времени yCCB-16HVS и технические средства приема-передачи

Лист № 2 Всего листов 14 данных (каналообразующая аппаратура);

• 3-ий уровень — ИВК состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и МЭС Сибири. На КП МЭС размещается АРМ, имеющий доступ до сервера МЭС Сибири.

Средства измерений (СИ) 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). ИВК обеспечивает сбор и хранение результатов измерений, контроль и учет электроэнергии.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи трехфазных многофункциональных счетчиков электрической энергии Альфа A1800.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S=U-I. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=VS²-P² . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

УСПД RTU-325T по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК ЦСОД МЭС Сибири, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя УССВ-16HVS в составе УСПД. УССВ оснащено приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. Часы УССВ синхронизированы по сигналам GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации не более ±0,01 с. По часам УССВ осуществляется коррекция внутренних часов УСПД при расхождении часов УСПД с часами УССВ более чем на ±1 с . По часам УСПД осуществляется коррекция часов счетчиков не реже одного раза в 30 минут при расхождении более чем на ±2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ

Продолжение таблицы 5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблица 2

Лист № 10 Всего листов 14

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии ИИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной энергии

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК реактивной энергии

где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно I_нм 5% (65%p, 65%q), 20% (620%p, 620%q), и 100% (6ioo%p, 6ioo%q);

\¥_и;м - значение приращения активной (Wp_H3M) и реактивной (Wq_h3m) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (WpI5%, WQI5%), 20% ^(WpI20%, WQI20%), 100% (W pI00%^, WQI100%) и 120% (W pI120%^{, W}QI120%^).

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  - температура окружающего воздуха	20±5 °С
  - сила тока	1±0,2 1ном
  - напряжение	1±0,02 Uhom
  - коэффициент мощности (сosф)	0,9 инд
  - частота питающей сети, Гц	от 49 до 51
  5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
  - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С	от - 40 до + 50
  - температура окружающего воздуха для счетчиков , °С	от -40 до + 70
  - сила тока, % от номинального (Ihom)	от 1мин до 120
  - напряжение, % от номинального (Uhom)	от 85 до 110
  - коэффициент мощности (сosф)	0,5 инд - 1 - 0,5 емк
  - частота питающей сети, Гц	от 49 до 51

6. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 1_ном; cosф = 0,85 инд. и

Лист № 11 Всего листов 14 температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от 10 до 30°С.

• 7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на филиале ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч , среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 1 ч;

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,9999, среднее время восстановления te = 2 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью программных средств ПО «Альфа Центр».

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

• - параметрирования,

• - попыток несанкционированного доступа,

• - изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени,

• - отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

• - перерывов питания;

б) в журнале событий УСПД:

• - даты начала регистрации измерений,

• - перерывов электропитания,

• - потери и восстановления связи со счетчиками;

• - программных и аппаратных перезапусков,

• - корректировки времени в УСПД и каждом счетчике,

• - изменения ПО и параметрирования УСПД;

в) в журнале событий ИВК:

• - несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

• - перерывов электропитания,

• - потери и восстановления связи со счетчиками,

• - программных и аппаратных перезапусков,

• - корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-путем пломбирования трансформаторов тока, промежуточных клеммников

Лист № 12 Всего листов 14 расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

-путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;

-путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

- установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);

- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров , времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);

- разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;

- автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;

- регистрация входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;

- регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

- обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.

Глубина хранения информации:

- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 5 лет.