АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800» классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323 - 2005 (в части активной электроэнергии), и классов точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425 - 2005 (в части реактивной электроэнергии).

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (УСПД) со специализированным программным обеспечением (ПО), устройство синхронизации системного времени (УССВ) в составе «ЭКОМ-3000», а также технические средства приема - передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000», внесенное в Госреестр под № 17049-09, обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационновычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная со счётчиков информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

Функции ИВК АИИС КУЭ выполняет сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЕС (Метроскоп), внесенный в Госреестр под № 45048-10, состоящий из коммуникационного сервера опроса (КС) и сервера базы данных (СБД) центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС». На третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

Лист № 2 Всего листов 9 - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ.

Принцип действия АИИС КУЭ:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВ'тч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электрической энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер ЦСОД.

Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера ЦСОД по внешнему каналу связи - основному или резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электрической энергии и мощности, информация о которых передаётся от счетчиков электрической энергии в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Лист № 3 Всего листов 9 СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии и УСПД - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени (в составе УСПД) от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 1 с. Корректировка показаний часов счетчиков электрической энергии осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД, если разность показаний часов счетчиков электрической энергии и УСПД превышает значение ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение Программное обеспечение в комплекте устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000», внесенного в Госреестр под № 17049-09.

УСПД «ЭКОМ-3000» комплектуется следующим программным обеспечением:

- встроенное программное обеспечение, осуществляющее выполнение системных функций УСПД;

- прикладное программное обеспечение - программой config.exe, предоставляющей интерфейс для конфигурирования УСПД, программу archive.exe, предоставляющую интерфейс для просмотра текущих данных, получаемых и обрабатываемых УСПД.

Программное обеспечение предназначено для обработки, передачи, хранения, предоставления измерительной информации и телесигналов, содержит программные модули и компоненты, необходимые для функционирования этих программ.

Программное обеспечение УСПД делится на метрологически на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Метрологически значимая часть ПО вынесена в специализированную библиотеку - файл libecom.so. Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения УСПД

Для защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений блока данных, включающего в себя параметры конфигурации и архивы, используется защита паролем.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню с соответствии с Р 50.2.077-2014.

УСПД «ЭКОМ-3000» читает данные с МИП в формате целых чисел и форматах с плавающей точкой. Представление в УСПД «ЭКОМ-3000» чисел с плавающей точкой производит-

Лист № 4 Всего листов 9 ся в соответствии со стандартом 1ЕЕЕ754.Для уменьшения погрешности представления чисел используется формат double, в котором длина числа равна 64 бита, из которых 52 бита выделено под мантиссу и 11 бит выделено под экспоненту (в большинстве ИП числа с плавающей точкой представляются меньшим числом разрядов, таким образом, чтение данных чисел из ИП в УСПД «ЭКОМ-3000» происходит без потери точности.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2, метрологические ха-

рактеристики - в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1.   Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а по

грешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cos j < 1,0 нормируется от I2%.

• 2.   Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• -  параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)-U_H; сила тока - (0,01 - 1,2) -1_н; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

• - температура окружающего воздуха: для ТН и ТТ - от + 15 °С до + 35 °С, для счетчиков электроэнергии - от + 21 °С до + 25 °С, для УСПД от + 15 °С до + 25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

• 3.   Рабочие условия эксплуатации:

• -  напряжение питающей сети 0,9^/П_ном до 1,1 •и_ном,

• -  сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном ;

• - температура окружающей среды: для ТТ и ТН от минус 20 °С до 40 °С, для счетчиков электрической энергии от 15 °С до 25 °С, для УСПД от 15 °С до 25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (40 - 80) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл.

• 4.   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 220 кВ «Т-10» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов счетчика относительно УСПД       ± 2с.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик электроэнергии Альфа 1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• - УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• - УСПД («Эком-3000») - среднее время наработки на отказ не менее 55000часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 2 часа;

• - для УСПД Тв < 2 часа;

• - для сервере Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• - для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• -   резервирование каналов связи - информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• -   в журналах событий счетчика фиксируются факты:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции часов;

• -  в журнале событий УСПД фиксируются факты:

Лист № 7 Всего листов 9 -    пропадания напряжения;

-    параметрирования;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком ;

-    коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов: предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводов измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчиков ;

- испытательных коробок ;

- УСПД;

Устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД ( функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений ( функция автоматизирована);

- о результатах измерений ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;

• -  в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.