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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительныетрансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС приведены в таблицах 2-4.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), автоматизированные рабочие места персоналов, устройства синхронизации времени и каналообразующую аппаратуру;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания», сервера ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»), ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), устройства синхронизации времени, автоматизированные рабочие места персоналов, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

Все измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС.

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной

информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Цента по основному (волоконнооптическая линия связи) или резервному (спутниковая связь) каналам связи.

В автоматическом режиме информация с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС » - МЭС Цента по сети Internet передается в ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». В ИВК «ИКМ-Пирамида» выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ, в том числе ОАО «ТОСК», ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений по группам точек поставки производится с ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания».

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

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 секунды.

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройств синхронизации времени РСТВ-01 (на ПС 220/110/6 кВ «Тамбовская №4») и GARMIN - 17 HVS (на ПС 220/110/35/10/6 кВ «Мичуринская»), принимающих сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и которые подключены к УСПД через конвертер по интерфейсу RS-485/Ethernet. Синхронизация часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

В ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» используется устройство синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов серверов ИВК выполняется один раз в час по сигналам УСВ-1, погрешность синхронизации не более 0,5 сек.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 8.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom;

диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom, частота (50±0,15) Гц;

коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °C;

счетчиков от 0 до плюс 35 °C;

УСПД от плюс 15 до плюс 25 °C;

ИВК отплюс 10 до плюс 30 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

• - для ТТ и ТН:

-параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi;

диапазон силы первичного тока - (0,02- 1,2) Ih₁; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °C.

• - для счетчиков электроэнергии:

-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)Ih₂; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35°C.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - электросчётчик EPQS - среднее время наработки до отказа не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - электросчётчик А1800 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - УСПД ТК1(Я. - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 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.

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;

• - журнал ИВК «ИКМ-Пирамида»:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - ИВК «ИКМ-Пирамида»;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

• - электросчетчика;

• - УСПД;

- ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

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

• - ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).