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 устройство сбора и передачи данных на базе RTU-327 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени на базе Garmin 35HVS (далее - УССВ-35HVS) и технические средства приема-передачи данных.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

сервер с программным обеспечением (далее - ПО)  «АльфаЦЕНТР», устройство

синхронизации системного времени на базе Garmin 35HVS (далее - УССВ-35HVS), автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), 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 №№ 34, 35 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов и далее по сети Ethernet через коммутатор на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующих GSM-модемов, далее по каналу связи стандарта GSM информация передаётся в УСПД. В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сети Internet, спутниковую сеть передачи данных или по резервному терминалу сотовой связи. На верхнем - третьем уровне системы осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее, информация от сервера по сети передачи данных «Internet» поступает в ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» 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. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-35HVS. Сличение часов сервера с УССВ-35HVS, установленным на уровне ИВК, производится 1 раз в час, коррекция часов сервера осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 1 с. Сличение часов УСПД с УССВ-35HVS, установленным на уровне ИВКЭ, производится 1 раз в час, коррекция часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 2 с. Погрешность хода внутренних часов не более ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков типа СЭТ-4ТМ.03М осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Корректировка часов счётчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК и Меркурий 234 осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

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

сервер с программным обеспечением (далее - ПО)  «АльфаЦЕНТР», устройство

синхронизации системного времени на базе Garmin 35HVS (далее - УССВ-35HVS), автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), 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 №№ 34, 35 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов и далее по сети Ethernet через коммутатор на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующих GSM-модемов, далее по каналу связи стандарта GSM информация передаётся в УСПД. В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сети Internet, спутниковую сеть передачи данных или по резервному терминалу сотовой связи. На верхнем - третьем уровне системы осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее, информация от сервера по сети передачи данных «Internet» поступает в ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» 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. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-35HVS. Сличение часов сервера с УССВ-35HVS, установленным на уровне ИВК, производится 1 раз в час, коррекция часов сервера осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 1 с. Сличение часов УСПД с УССВ-35HVS, установленным на уровне ИВКЭ, производится 1 раз в час, коррекция часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 2 с. Погрешность хода внутренних часов не более ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков типа СЭТ-4ТМ.03М осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Корректировка часов счётчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК и Меркурий 234 осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

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

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская» и их метрологические характеристики

Продолжение 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   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: (20 ± 5) °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)1н₂; диапазон коэффициента мощности

cosф (япф) 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 для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °С; для Меркурий 234 от минус 45 до плюс 75 °С;

• -   относительная влажность воздуха для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК не более 90 % при плюс 30 °С; для Меркурий 234 не более 95 % при плюс 30 °С;

• -   атмосферное давление для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК от 70,0 до 106,7 кПа; для Меркурий 234 от 60,0 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 1 до плюс 50 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 85 % при плюс 40 °С;

• -    атмосферное давление от 60,0 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 0 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 и УСПД 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:

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   счётчик Меркурий 234 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 220 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -   УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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, парамет-

рировании:

-   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 СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   счетчик электрической энергии Меркурий 234 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 170 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   УСПД RTU-327 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - не менее 45 сут; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

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