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, измерительные 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 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 таблице 2.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВ-КЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-327L (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трёх 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 входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД уст-

Лист № 2 Всего листов 8 ройствам. При отказе основного канала УСПД переключается на резервный. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего коммуникационного модуля ЭНКМ-1-АЕТ, далее по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM - на входы УСПД.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью сети Ethernet. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, а также в ОАО «СО ЕЭС» Кольское РДУ, филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Колэнерго» и в 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, 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 уровни счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ) типа 35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сервер БД 1 раз в 30 минут сравнивает свое системное время с УССВ. Коррекция часов сервера осуществляется при наличии расхождения показаний ± 0,5 с. Сличение часов сервера БД и часов УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция часов УСПД осуществляется при наличии расхождения показаний ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и часов УСПД производится с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов УСПД более чем на ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

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.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трёх 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 входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД уст-

Лист № 2 Всего листов 8 ройствам. При отказе основного канала УСПД переключается на резервный. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего коммуникационного модуля ЭНКМ-1-АЕТ, далее по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM - на входы УСПД.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью сети Ethernet. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, а также в ОАО «СО ЕЭС» Кольское РДУ, филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Колэнерго» и в 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, 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 уровни счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ) типа 35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сервер БД 1 раз в 30 минут сравнивает свое системное время с УССВ. Коррекция часов сервера осуществляется при наличии расхождения показаний ± 0,5 с. Сличение часов сервера БД и часов УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция часов УСПД осуществляется при наличии расхождения показаний ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и часов УСПД производится с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов УСПД более чем на ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Арктик-энерго» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР» 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 «Альфа ЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы

с учетом ПО.

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

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 ООО «Арктик-энерго» и их ос-

новные метрологические характеристики

Примечания:

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

• 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 (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

• -   температура окружающей среды: (23±2) °С.

• 5   Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н₁; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 50 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

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

Для счетчиков электрической энергии:

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

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

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

• -   относительная влажность воздуха 90% при плюс 30°С

• -    атмосферное давление от 70 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 плюс 10°С до плюс 25°С;

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

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

• 6    Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5°С до плюс 40°С;

Лист № 5 Всего листов 8 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УССВ 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:

• -   электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   устройство сбора и передачи данных RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

• -    сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 205 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 на счетчике;

• -  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, параметри-ровании:

• -  электросчетчика;

• -  УСПД;

- сервера. Возможность коррекции времени в:

• -   электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -   УСПД;

• -    сервере (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• -    о результатах измерений (функция автоматизирована);

• -    о состоянии средств измерений.

Лист № 6 Всего листов 8 Цикличность:

-   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-   сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки - не менее 35 суток; 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 - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме

нее 5 лет (функция автоматизирована).