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 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) включает в себя сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт», устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-3, 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 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.

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 сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных

Лист № 2 Всего листов 9 документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» (Госреестр № 42321-09) и АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» (Госреестр № 55756-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в виде xml-макета формата 80020, указан в таблице 3.

Передача информации от сервера базы данных 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 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 уровень счетчиков и ИВК. Источником сигналов точного времени для сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» служит УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс.

Синхронизация часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час, независимо от величины расхождения показаний.

Для ИК №№6-11 синхронизация часов счетчиков и сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для обеспечения единого времени АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигналов относительно шкалы UTC(SU) для РСТВ-01 не более ±10 мс. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» осуществляется при расхождении показаний радиосервера точного времени и часов сервера более чем ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с. Абсолютная погрешность УСПД при измерении времени в условиях внешней синхронизации по сигналам точного времени, не более ±2 с.

Для ИК №№1-5 сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит с периодичностью один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±1 с.

Погрешность СОЕВ 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.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово) и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене

Продолжение таблицы 3

*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   Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

• -    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 (0,05 - 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 для ИК №№1-5 от плюс 10 до плюс 30 °С; для ИК №№6-11 от 0 до плюс 40 °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 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;

• -   электросчётчик  EPQS  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 70 000 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;

• -    ТК161. - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 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 сервера:

• -    параметрирования;

• -    пропадания напряжения;

• -    коррекции времени в счетчике и сервере;

• -    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;

• -    сервера.

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

ровании:

-   счетчика электрической энергии;

-   сервера.

Возможность коррекции времени в:

-   счетчиках электрической энергии (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;

• -   УСПД TK16L - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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