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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:

• - шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав которого входят шлюзы E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор Hub, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;

• - шкаф устройства центральной коммутации (далее - ЦКУ), в состав которого входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор MOXA EDS-408, спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;

• - шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, блок бесперебойного питания;

• - устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.

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

Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно - измерительного комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД (центр сбора и обработки данных) АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС». Центральный сервер обрабатывает данные, и далее с него осуществляется репликация данных на сервер ЦСОД МЭС Северо-Запада.

ИВК включает в себя ИВК АИИС КУЭ Единой Национальной Энергетической Системы (Метроскоп) и ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС», а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВКЭ. Для обоеспечения единого времени в АИИС КУЭ в состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS-приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. 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. Синхронизация часов в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС производится УССВ при расхождении часов в этих устройствах и УССВ более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИ-ИС КУЭ 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.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

• - шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав которого входят шлюзы E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор Hub, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;

• - шкаф устройства центральной коммутации (далее - ЦКУ), в состав которого входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор MOXA EDS-408, спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;

• - шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, блок бесперебойного питания;

• - устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.

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

Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно - измерительного комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД (центр сбора и обработки данных) АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС». Центральный сервер обрабатывает данные, и далее с него осуществляется репликация данных на сервер ЦСОД МЭС Северо-Запада.

ИВК включает в себя ИВК АИИС КУЭ Единой Национальной Энергетической Системы (Метроскоп) и ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС», а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВКЭ. Для обоеспечения единого времени в АИИС КУЭ в состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS-приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. 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. Синхронизация часов в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС производится УССВ при расхождении часов в этих устройствах и УССВ более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИ-ИС КУЭ 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.

В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Новобрянская» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Новобрянская» используется ПО «Метроскоп» версии 1.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Метроскоп» 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 «Метрос-коп».

Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС

КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя ПО, внесен в Госреестр под № 45048-10.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

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

Примечания:

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

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

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

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

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

• 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;

• - температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до плюс 70 °C.

• - для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh₂; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

• - температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии SL7000 от минус 40 °C до плюс 70 °C;

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

• - для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

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

• - атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -   электросчётчик SL7000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

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

• - электросчетчика;

• - УСПД;

• - сервера.

Возможность коррекции времени 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; сохранение информации 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 не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

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