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 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), устройства синхронизации системного времени УСВ-1 и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» на базе ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт», устройства синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-3, устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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.

Для ИК 1-6 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы сервера базы данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго ».

Для ИК 7 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Далее с серверов баз данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» и филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» информация передается по каналу связи Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 на сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнер-гоСбыт».

Передача информации от сервера ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» 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 и 80030 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 все уровни. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, и УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Пределы допускаемой инструментальной погрешности формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкалам времени ГНСС GPS для УССВ-35HVS ± 1 мкс.

Сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение происходит с цикличностью один раз в час, независимо от величины расхождения показаний часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» и УСВ-3.

Сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» сравнивает свое системное время не реже чем 1 раз в час с соответствующим УСВ-1, коррекция часов сервера производится независимо от наличия расхождений.

Сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» сравнивает каждые 10 минут свое системное время с УССВ-35HVS, коррекция часов сервера производится независимо от наличия расхождений.

Синхронизация часов СИКОН С70 осуществляется с соответствующими УСВ-1. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого СИКОН С70 (системное время) в сутки не более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и соответствующих СИКОН С70 (или сервера базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» для ИК № 7) происходит при каждом сеансе связи, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, СИКОН С70 и серверов отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

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

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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.

Для ИК 1-6 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы сервера базы данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго ».

Для ИК 7 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Далее с серверов баз данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» и филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» информация передается по каналу связи Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 на сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнер-гоСбыт».

Передача информации от сервера ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» 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 и 80030 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 все уровни. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, и УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Пределы допускаемой инструментальной погрешности формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкалам времени ГНСС GPS для УССВ-35HVS ± 1 мкс.

Сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение происходит с цикличностью один раз в час, независимо от величины расхождения показаний часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» и УСВ-3.

Сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» сравнивает свое системное время не реже чем 1 раз в час с соответствующим УСВ-1, коррекция часов сервера производится независимо от наличия расхождений.

Сервер базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» сравнивает каждые 10 минут свое системное время с УССВ-35HVS, коррекция часов сервера производится независимо от наличия расхождений.

Синхронизация часов СИКОН С70 осуществляется с соответствующими УСВ-1. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого СИКОН С70 (системное время) в сутки не более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и соответствующих СИКОН С70 (или сервера базы данных филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» - «Новгородэнерго» для ИК № 7) происходит при каждом сеансе связи, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, СИКОН С70 и серверов отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12 и ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а, 1б и 1в. ПО «Пирамида 2000» , ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12 и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами  ПО «Пирамида 2000», ПО  «АльфаЦЕНТР » версии не ниже 12 и ПК

«Энергосфера».

Таблица 1а — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Таблица 1б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Таблица 1в - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

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

Таблица 2 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению

АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») - ООО «Гарантэнергосервис» (ОАО «Новгородоблэнергосбыт») и их метрологические

характеристики

Окончание таблицы 2

*Примечания

• 1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

• 2   Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

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

• 3   Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• -    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 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 45 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)Ih₂; 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 от минус 40 до плюс 60 °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 минус 40 до плюс 50 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

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

• 4    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1_ном cosj = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.

• 5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера, УСПД, yCCB-35HVS, УСВ-1 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.

• 6   Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -   электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

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

• -   yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -   СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

• -    сервер HP Proliant DL320e Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 64 067 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 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 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:

• -    счетчика электрической энергии;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -    испытательной коробки;

• -   УСПД;

• -    сервера.

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

• -    счетчика электрической энергии;

• -   УСПД;

• -    сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• -   УСПД (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 111 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-   СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнер

гии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

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

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).