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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1 (Зав. № 1520), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникатор, далее по каналу связи стандарта GSM - на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Часы ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизированы с часами УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами ИВК «ИКМ-Пирамида» производится каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» 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

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникатор, далее по каналу связи стандарта GSM - на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Часы ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизированы с часами УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами ИВК «ИКМ-Пирамида» производится каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят програм-

мы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Системы информационно -измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №29484-05. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК 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 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго» и их основные метрологические характеристики

Продолжение Таблицы 2_______________________________________________________

ОАО «Алтайкрайэнерго» (ГТП Южная) - ООО «ЭСКК» (Рубцовский филиал ОАО «Алтайвагон»)

Примечания:

• 1   Характеристики 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:

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

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

• 5   Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^шф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 40 °С;

• - относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

• - атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл ;

- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40° С до плюс 65°С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 ° С ;

- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа .

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от +10° С до +25° С ;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 ° С ;

- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа .

• 6   Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos j = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

• 7   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 8   Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -     счётчик Альфа А1800 - среднее время  наработки на отказ  не  менее

Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

• -     УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа

Надежность системных решений:

• -     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 ИВК «ИКМ-Пирамида»:

• •  параметрирования;

• •  пропадания напряжения;

• •  коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;

• •  пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• -     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• •  электросчётчика;

• •  промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• •  испытательной коробки;

• • ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

• •  счетчика электрической энергии;

• • ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

• -     счетчиках электрической энергии (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:

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

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