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), включающие в себя измерительные 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 таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ-Пирамида», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2, технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

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

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллера SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана», где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отобра-

Лист № 2 Всего листов 18 жение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Госре-естр № 41171-09), АИИС КУЭ ООО «Башкирская сетевая компания» (Госреестр № 41792-09), АИИС КУЭ ОАО «Челябэнерго» (Госреестр № 36349-07), АИИС КУЭ ООО «БГК» (Госреестр № 52559-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в рамках соглашений об информационном обмене, указан в таблице 5. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в ИВК ОАО «Челябэнергосбыт» (Госреестре № 54203-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчики и ИВК). Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВК, обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «ИКМ-Пирамида». УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам синхронизации времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с часами УСВ-2. Независимо от наличия расхождения, ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственного системного времени с часами УСВ-2.

Синхронизация часов счетчика производится от устройства синхронизации системного времени (УССВ), входящего в состав ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК». УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-325L и счетчика. УССВ синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится при обнаружении расхождения больше ±2 с внутреннего времени в УСПД от времени в УССВ. Сличение часов счетчика с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 3 минуты, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

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

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллера SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана», где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отобра-

Лист № 2 Всего листов 18 жение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Госре-естр № 41171-09), АИИС КУЭ ООО «Башкирская сетевая компания» (Госреестр № 41792-09), АИИС КУЭ ОАО «Челябэнерго» (Госреестр № 36349-07), АИИС КУЭ ООО «БГК» (Госреестр № 52559-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в рамках соглашений об информационном обмене, указан в таблице 5. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в ИВК ОАО «Челябэнергосбыт» (Госреестре № 54203-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчики и ИВК). Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВК, обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «ИКМ-Пирамида». УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам синхронизации времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с часами УСВ-2. Независимо от наличия расхождения, ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственного системного времени с часами УСВ-2.

Синхронизация часов счетчика производится от устройства синхронизации системного времени (УССВ), входящего в состав ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК». УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-325L и счетчика. УССВ синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится при обнаружении расхождения больше ±2 с внутреннего времени в УСПД от времени в УССВ. Сличение часов счетчика с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 3 минуты, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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».

Окончание таблицы 1

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

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 эксплуатации:

• -    параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) ином; диапазон силы тока (0,05 - 1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -    ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

• -    счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

• -    ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

• -    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) ин₁; диапазон силы первичного тока (0,05 - 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 45 °C до плюс 40 °C.

• -     для счетчиков электроэнергии:

• -    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин₂; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

• -    температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рам-

ках соглашения об информационном обмене

Окончание таблицы 5

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т= 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного 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 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:

• -     электросчетчика;

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

• -    электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -     о результатах измерений (функция автоматизирована);

• -     о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• -    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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