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 электрической энергии в  режиме  измерений  активной  электрической  энергии  по

ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии  по

ГОСТ Р 52425-2005, 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», расположенный в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Архэнерго», сервер баз данных (далее - сервер БД), расположенный в Центре приёма и обработки информации (ЦПОИ) ОАО «Архангельская сбытовая компания», устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 контроллера СИКОН С70, 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 устройствам.

По запросу ИВК, контроллер СИКОН С70 передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по основному каналу связи с помощью сети Ethernet на сервер СД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает на сервер БД.

При отказе основного канала связи контроллер СИКОН С70 переключается на резервный, информация от контроллера поступает на входы GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер БД.

Передача информации от сервера БД в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами сервера БД. Контроль показаний часов серверов осуществляется по запросу каждый час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Также АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ типа 35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, и устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3.

Сервер СД 1 раз в 30 минут сравнивает свое системное время с УССВ. Коррекция часов сервера СД осуществляется при наличии расхождения показаний ± 0,5 с.

Для УСВ-3 пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) составляют ± 100 мкс. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы с УСВ-3, коррекция часов контроллера осуществляется при расхождении ± 1 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером (системное время) не более ± 1 с. Синхронизация часов счетчиков с часами контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов контроллера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Предел допускаемой абсолютной погрешности хода внутренних часов включенного счётчика не более ± 2 с. Передача информации от контроллера СИКОН С70 до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 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.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных (далее - сервер СД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», расположенный в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Архэнерго», сервер баз данных (далее - сервер БД), расположенный в Центре приёма и обработки информации (ЦПОИ) ОАО «Архангельская сбытовая компания», устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 контроллера СИКОН С70, 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 устройствам.

По запросу ИВК, контроллер СИКОН С70 передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по основному каналу связи с помощью сети Ethernet на сервер СД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает на сервер БД.

При отказе основного канала связи контроллер СИКОН С70 переключается на резервный, информация от контроллера поступает на входы GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер БД.

Передача информации от сервера БД в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами сервера БД. Контроль показаний часов серверов осуществляется по запросу каждый час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Также АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ типа 35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, и устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3.

Сервер СД 1 раз в 30 минут сравнивает свое системное время с УССВ. Коррекция часов сервера СД осуществляется при наличии расхождения показаний ± 0,5 с.

Для УСВ-3 пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) составляют ± 100 мкс. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы с УСВ-3, коррекция часов контроллера осуществляется при расхождении ± 1 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером (системное время) не более ± 1 с. Синхронизация часов счетчиков с часами контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов контроллера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Предел допускаемой абсолютной погрешности хода внутренних часов включенного счётчика не более ± 2 с. Передача информации от контроллера СИКОН С70 до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 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 используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Альфа-

ЦЕНТР».

Таблица 1 — Идентификационные данные 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 ПС 35/10 кВ «Удима» 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; cos j = 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 - 1,2)Ih₁; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от минус 60 °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 от минус 10 °С до плюс 45 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 95 % 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 30 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 25 °С;

• -    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

• 6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cosj = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 30 °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 контроллера СИКОН С70, УССВ и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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  КИПП-2М  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

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

• -   контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 минут.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллера СИКОН С70 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 контроллера СИКОН С70:

• -    параметрирования;

• -    пропадания напряжения на счетчике;

-   коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

-   пропадание и восстановление связи со счетчиком .

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-   счетчика электрической энергии;

-   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-   испытательной коробки;

-   контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

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

ровании:

-   счетчика электрической энергии;

-   контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-   счетчиках электрической энергии ( функция автоматизирована);

-   контроллере СИКОН С70 ( функция автоматизирована);

-   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;

• -   контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

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