АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -  автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

• -  периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• -  автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• -  предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• -   обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

• -   диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• -  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• -  автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, счетчики А1805 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центр сбора и обработки данных (далее-ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (регистрационный № 45048-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ) в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), автоматизированные рабочие места

персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная ( реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где происходит передача полученных данных по сетям спутниковой связи VSAT (основной канал связи) на третий уровень системы при помощи коммуникационного сервера опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации в базе данных АИИС КУЭ, предоставление информации пользователям, оформление справочных и отчетных документов.

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» через сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную сеть Internet.

На всех уровнях АИИС КУЭ ведутся журналы событий, в которые заносятся данные самодиагностики устройств, аварийные сообщения, ошибки, попытки несанкционированного доступа и другие оперативные данные технического состояния устройств.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), формирующейся на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя приемник сигналов спутникового времени, входящий в состав УСПД ЭКОМ-3000, внутренние часы ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, таймеры УСПД ЭКОМ-3000 и счетчиков.

В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS. Синхронизация времени серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УССВ-35HVS при расхождении времени серверов более ±1 с.

Синхронизация времени УСПД со спутниковой системой глобального позиционирования обеспечивается по сигналам точного времени, принимаемым приемником сигналов точного времени УСПД «ЭКОМ-3000». Сличение времени приемника со временем УСПД регулярное, погрешность синхронизации не более ±0,2 с/сут.

Сличение времени счетчиков автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 мин), коррекция времени выполняется автоматически в случае расхождения времени в счетчике и УСПД более ±3 с.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Северное волокно» к шинам 0,4 кВ ПС 220 кВ Снежная. Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

• 1)   характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 2)   в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3)   нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,98 ином до 1,02 ином; ток: от 1,0 1ном до 1,2 1ном, cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

• 4) рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,9 ином до 1,1 ином; ток: от 0,01 1ном до 1,2 1ном;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 65 °С, для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С, для сервера от 15 до 35 °С;

• 5) погрешность в рабочих условиях указана 0,01 1ном; cosj = 0,8 инд., температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

• 6) допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть;

• 7) в составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики А1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч, счетчики относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, рассчитанным на непрерывный режим работы, время восстановления процесса учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения, занимает не более 2 часов.

- УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 24 ч;

• -     сервер коэффициент готовности - 0,99, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -     резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• -     параметрирования;

• -     пропадания напряжения;

• -     коррекции времени.

Защищённость применяемых компонентов:

• -     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -     электросчётчика;

• -     испытательной коробки;

• -    УСПД;

• -      сервера.

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

• -     электросчетчика;

• -    УСПД;

• -      сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -     электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -     УСПД (функция автоматизирована);

• -     ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -     о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• -     о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• -     измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -     один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

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

• -     УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

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