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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

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

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

• - передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

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

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень -измерительно-информационные комплексы (ИИК)), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные    микропроцессорные    счетчики    электрической    энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (ГР № 46634-11), класса точности (КТ) 0,5S/1,0 ,ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (ГР № 46634-11) класса точности (КТ) 0,5S /1,0 и ЕвроАльфа (модификации EA02RAL-P1B-4 (ГР № 16666-07) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений

Лист № 2 Всего листов 9 аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

• 2-й уровень -измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325 (ГР № 37288-08) (далее-УСПД), каналообразующую аппаратуру.

• 3-й уровень -информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий центральное устройство сбора и передачи данных (далее-ЦУСПД) типа RTU-327 (ГР № 41907-09), сервер совместимый с платформой х86, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД типа RTU 325 (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (ТН), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее результаты измерений и журналов событий поступают в ИВК.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Связь между УСПД ИВКЭ и счетчиками осуществляется по проводным линиям связи, УКВ-радиоканалам, с использованием сотовой связи. Обмен информации между уровнями ИВКЭ ИВК производится по ЛВС с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ, считывание данных с счетчиков происходит в автономном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.

Автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Пермь»-П очередь и формирует отчеты в формате ХМЬ, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Ethernet

Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субьектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS- приемник, установленный на уровне ИВК, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в ЦУСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Сличение времени ЦУСПД RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем ЦУСПД RTU 325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении

времени на ±2 с. Сличение времени ЦУСПД RTU 327 с временем УСПД RTU 325 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка выполняется при расхождении времени на ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<cos ф^0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии многофункциональных минус 40 до плюс 60°С; для сервера от 10 до 35 °С приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном, cos ф = 0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) °С) приведены в таблице 4.

Таблица 4-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации

Примечание:

Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электрической энергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч ,

- среднее время восстановления работоспособности не более t в = 2 ч; счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК

- среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов ;

- среднее время восстановления работоспособности t в = 2 часа; трансформатор тока и трансформаторы (напряжения

-среднее время наработки на отказ не менее 40-10⁵ часов,

-среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;

• - среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;

УСПД RTU-325, УСПД RTU-327

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

• - время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

сервер

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 2000 часов,

-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД (ЦУСПД) с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

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

Регистрация событий: журнал событий счетчика и УСПД (ЦУСПД):

• - параметрирования;

• - воздействия внешнего магнитного поля;

• - вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

• - даты начала регистрации измерений;

• - перерывов электропитания;

• - потери и восстановления связи со счётчиками;

• - программных и аппаратных перезапусков;

• - корректировки времени в счетчике и сервере;

• - изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - сервера ИВК;

-УСПД;

-ЦУСПД;

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на ЦУСПД;

• - установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- счетчики ЕвроАльфа-не менее 74 суток , при отключении питания данные сохраняются не менее 5 лет,

- счетчики ПСЧ-4ТМ .05 МК - не менее 113 суток каждого массива при времени интегрирования 30 минут ,

- УСПД RTU-325- менее 18 суток , при отключении питания данные сохраняются не менее 5 лет,

- УСПД RTU-327-менее 7 суток, при отключении питания данные сохраняются не менее 5 лет,

-сервер-хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.