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-информационный 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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, 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) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включает в себя сервер ИВК, GSM-модемы, устройство синхронизации времени УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ».

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 1-23 и №№ 31-35 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на многопортовый преобразователь Nport 5650-8DT. Далее по протоколу Ethernet сигнал поступает на маршрутизатор MikroTik

RB2011UAS-2HnD-IN, осуществляющий дальнейшую передачу данных по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, на маршрутизатор MikroTik RB2011UAS-2HnD-IN. Далее сигнал по протоколу Ethernet передается в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 24-27 и №№ 37-40 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на сервер ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов 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 ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приемника, входящего в состав УСВ-2.

Для синхронизации часов сервера ИВК используется УСВ-2. Сравнение показаний часов УСВ-2 и сервера происходит 1 раз в сутки. Синхронизация осуществляется при

расхождении показаний на величину более чем ±2 с.

Часы счетчиков синхронизируются с часами сервера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится независимо от наличия расхождений.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера 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

Продолжение таблицы 3

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характери-

стики приведены в таблице 2 Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 110 кВ ЗАК и их основные

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)Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)1н₁; коэффициент мощности cosф (si^) 0,5 - 1,0(0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

• -    температура окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 40°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)Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н₂; диапазон коэффициента мощности cosф (мпф) 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 счётчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М от минус 40°С до плюс 60°С;

• -    температура окружающего воздуха для счётчиков Меркурий 230 от минус 40°С до плюс 55°С;

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

• -     атмосферное давление от 70,0 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 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 УСВ-2 на однотипное 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  СЭТ-4ТМ.03  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    счётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ  не  менее

Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

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 сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-     электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-     сервера.

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

ровании:

-    счетчика электрической энергии;

-     сервера.

Возможность коррекции времени в:

-   счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-   сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-   о состоянии средств измерений;

-   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;

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