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 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ТОК-С (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» и ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания».

ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-35 HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1495), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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.

Для ИК № 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ТОК-С, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» данные по сети Internet передаются в ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», где импортируются в базу данных и передаются в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации по группам точек поставки 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1. УСВ-1 синхронизирует собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения.

УССВ-35 HVS синхронизирует часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, с ошибкой ± 1 мкс. Вне зависимости от наличия расхождения сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго» производит синхронизацию собственного системного времени с УССВ.

Во время сеанса связи (4 раза в сутки) сервера сбора данных ОАО «Мордовэнерго» с УСПД ТОК-С осуществляется сравнение и синхронизация системного времени.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при обнаружении расхождения показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С (или ИВК для ИК № 3-12), но не чаще 1 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, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Окончание таблицы 4

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) Uhom; диапазон силы тока

(0,01 - 1,2) Ihom; частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -   ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;

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

• -   УСПД от плюс 15 °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) Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01 - 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) 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;

• -    температура окружающего воздуха: от минус 40 °C до плюс 55 °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 плюс 10 °С до плюс 30 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД 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.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    счётчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    устройство сбора и передачи данных ТОК-С - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;

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

• -     сервер IBM xSeries 345/2 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

• -     сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания серверов 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;

• -    серверов;

• -   УСПД.

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

• -   электросчетчика;

• -    сервера;

• -   УСПД.

Возможность коррекции времени в:

• -    электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -    УСПД (функция автоматизирована);

• -    ИВК (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 ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях (4 канала) 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• -    электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления

(выработки) по каждому каналу - 40 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

• -     сервер IBM xSeries 345/2 - хранение результатов измерений, состояний средств

измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

• -     сервер HP Proliant DL360 G5 - хранение результатов измерений, состояний

средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).