АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень состоящий из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее -ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа Альфа1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии), вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

• 3- й уровень - ИВК обеспечивающий выполнение следующих функций:

• - сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

• - обработку данных и их архивирование;

• - хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

• - доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной

Лист № 2 Всего листов 22 вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ ПС.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325Н производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК по проводным линиям связи (далее - RS-485). Полученная информация обрабатывается и записывается в энергонезависимую память УСПД.

Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптическая линия связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе спутниковой связи.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС Центра, в котором реализован протокол «АльфаЦЕНТР»/»Каскад» версии 1.26, что исключает любое несанкционированное вмешательство и модификацию данных ПО «АльфаЦЕНТР».

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10) информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления

Лист № 3 Всего листов 22 коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 секунды.

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройство синхронизации времени GARMIN - 17 HVS , принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и которое подключено к УСПД через конвертер ADAM-4520 по интерфейсу RS-485. Синхронизация часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп ) также используется устройство синхронизации времени yCCB-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

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

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

Окончание таблицы 3

Состав 1-го уровня ИК и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005713), а уровень ИВК на базе комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Примечания:

• 1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 ^шф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С.

• 2.    Нормальные условия:

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

• -     параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)U_H; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1_н; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -     температура окружающего воздуха: ТТ от 15 °С до 35 °С;ТН от 10 °С до 35 °С; счетчиков: от 21 °С до 25°С; УСПД от 15 °С до 25 °С;

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

• -     атмосферное давление (100±4) кПа.

• 3.     Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• -     параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 — 1,1)^^ диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2)^; коэффициент мощности cos j (sin j) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• -     температура окружающего воздуха от минус 30 °С до 35 °С;

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

• -     атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

• -     параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 — 1,1)U^; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2^_н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

• -     магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

• -     температура окружающего воздуха от 15 °С до 23 °С;

• -     относительная влажность воздуха (40-60) %;

• -     атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

• -     температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

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

• -     атмосферное давление (100±4) кПа.

• 4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Лист № 18 Всего листов 22 Надежность применяемых в системе компонентов:

• •        электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа А1800 - не менее Т₀= 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности Т_в= 48 часов;

• •        УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности Т_в = 2 ч;

• •         сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности Т_в = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,908 - коэффициент готовности;

ТО_АИИС = 1663,89 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• •     Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• •     Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• •     Ремонтопригодность;

• •     Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• •     Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

• •     Резервирование элементов системы;

• •     Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

• •     Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• •     журнал событий счетчика:

• -     попытки несанкционированного доступа;

• -     связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• -    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• -     отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• -    перерывы питания.

• •    журнал событий ИВКЭ:

• -     ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

• -     ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

• -     установка текущих значений времени и даты;

• -     попытки несанкционированного доступа;

• -    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• -     перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

• -    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• -     отключение питания.

• •    журнал событий ИВК:

• -     даты начала регистрации измерений;

• -     перерывов электропитания;

• -     программных и аппаратных перезапусков;

• -    установка и корректировка времени;

• -    нарушение защиты ИВК;

• -     отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• •     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     привод разъединителя трансформаторов напряжения;

• -    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

• -     корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

• -    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

• -    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

• -     испытательная коробка (специализированный клеммник);

• -    крышки клеммных отсеков счетчиков;

• -    крышки клеммного отсека УСПД.

• •     защита информации на программном уровне:

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

• -     установка пароля на счетчик;

• -    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

• -    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

• •     электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа А1800 - не менее 30 лет;

• •     ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

• •     ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.