АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту -ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

• - синхронизацию шкалы времени ИВК;

• - сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

• - обработку данных и их архивирование;

• - хранение информации в базе данных сервера не менее 3,5 лет;

• - доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе радиосервера точного времени РСТВ-01 (Госреестр № 40586-12); автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей на базе персональных компьютеров (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту -ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на базе радиосервера точного времени РСТВ-01, предназначенного для приема радиосигналов времени, передаваемых радиостанциями глобальной навигационной спутниковой системой (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера баз данных и сигналов радиосервера точного времени РСТВ-01 происходит 1 раз в 30 минут. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 0,5 с. Ход часов РСТВ-01 не превышает ± 0,1 с/сут.

При каждом сеансе связи сервера с УСПД и не реже чем 1 раз в 60 мин. осуществляется сличение шкалы времени между сервером баз данных и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 1 с.

При каждом сеансе связи УСПД со счетчиком и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между УСПД и счетчиком. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 3 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

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

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ приведен в таблице 4.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 220/110/35 кВ «Саратовская» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 5.

Таблица 2 - Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Примечания:

• 1 Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%;

• 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

• 3 Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

• - диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01 •Uh;

• - диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;

• - температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчики - плюс 20 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;

• - частота - (50 ± 0,15) Гц.

• 4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-U_hx до 1,1-U_hx; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -1_нх до 1,2-I_hi;

• - частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^U_h2 до 1,1 ^U_h2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •1_н2 до 1,2^I_h2;

• - частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °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 компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• - счетчик электроэнергии ZMD - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час;

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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

- УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках электроэнергии;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измеритель -ным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии ( функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

• -  ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 4 лет при отключении питания;

• -  ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.