АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 6 измерительных каналов (далее - ИК)

Измерительный канал № 1 состоит из трех уровней АИИС КУЭ:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 и RTU-325 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР»;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», yCCB-16HVS, yCCB-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической

энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации.

Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.    Передача    информации    об    энергопотреблении    на    сервер

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Измерительные каналы № 2 - 6 состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения, измерительные трансформаторы тока, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-16 HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации (для ИК № 4 - 6) и с учетом коэффициентов трансформации (для ИК № 2 - 3). Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где при помощи программного обеспечения (ПО) «Альфа-Центр» производится обработка измерительной информации (вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), ее хранение, накопление и отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS, УССВ - 35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). В состав СОЕВ входят часы УССВ-^HVS, УССВ-35HVS, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и yCCB-35HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 5

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в Таблице 4.

Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические

характеристики

Продолжение таблицы 4

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  параметры сети: напряжение от 0,99-и_н до 1,01-U_H; ток от 1Д1_н до 1,2-1_н; cosj = 0,87 инд.; частота (50±0,15) Гц;

• -  температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-05, ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: для ТТ и ТН:

• -  параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^/U_H1 до 1,1-U_Hi; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05)^1_н1 до 1,2-1_нх; коэффициент мощности cosф (мпф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;

• -  относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;

• -  атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

для счетчиков электрической энергии:

• -  параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^/и_н2 до 1,Ьи_н2; диапазон силы вторичного тока от 0.014_||2 до 1,2- 1_н2; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

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

• - температура окружающего воздуха для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до

плюс 65 °С;

• - температура окружающего воздуха для счетчиков АЛЬФА от минус 40 до плюс 55 °С;

• - температура окружающего воздуха для счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 от минус 40 до плюс 55 °С;

• - температура окружающего воздуха для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до

плюс 65 °С;

• -  относительная влажность воздуха для счетчиков Альфа А1800 не более 95 % при 30 °С;

• -  относительная влажность воздуха для счетчиков АЛЬФА не более 95 % при 30 °С;

• -  относительная влажность воздуха для счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 не более 95 % при 30 °С;

• -  атмосферное давление для счетчиков Альфа А1800 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 для RTU-327 от плюс 1 до плюс 50 °С;

• -  относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;

• -  атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

• -  напряжение питающей сети от 0,9^и_ном до 1,1-и_ном;

• -  сила тока от 0,05-1ном до 1,2-1_№м.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1_ном cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  счетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

• -  УССВ-ШIVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

• -  УССВ-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• - ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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:

• -  электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• - УСПД;

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

параметрировании:

• -  счетчика электрической энергии;

• - УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств 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 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

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