АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, 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 RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод» и ГЦСОИ АО «Атомэнергопромсбыт».

ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод» включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

ГЦСОИ    АО    «Атомэнергопромсбыт»    включает    в    себя    сервер

АО «Атомэнергопромсбыт», устройство синхронизации времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение на базе программного комплекса (далее - ПК) «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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

Лист № 2 Всего листов 15 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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Для ИК №№ 12, 20 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД. Для ИК №№ 1-7, 9-11, 10.1, 13-16, 21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на преобразователь RS-485/Ethernet и далее через коммутатор и существующую ЛВС ОАО «Химико-металлургический завод» поступает на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков поступает на GSM-модемы, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы УСПД. В УСПД производится сбор и хранение результатов измерений.

Далее по каналу связи Ethernet информация с выходов УСПД поступает на север БД, расположенный в ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод». На сервере БД происходит обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи Internet в виде xml-макета формата 80020. В сервере АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ 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 устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, и устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Пределы допускаемой инструментальной погрешности формирования метки времени УССВ относительно шкалы времени ГНСС GPS ±1 мкс, задержка сигналов времени на порту RS-232 относительно выходных сигналов PPS - не более 500 мс.

Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3, но не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера осуществляется независимо от наличия расхождений.

Часы УСПД синхронизированы с УССВ, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении показаний часов с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов сервера БД, расположенного в ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод», и УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера БД осуществляется при обнаружении расхождения на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков 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 счетчиков электроэнергии, УСПД 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 входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 3

ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод» включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

ГЦСОИ    АО    «Атомэнергопромсбыт»    включает    в    себя    сервер

АО «Атомэнергопромсбыт», устройство синхронизации времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение на базе программного комплекса (далее - ПК) «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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

Лист № 2 Всего листов 15 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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Для ИК №№ 12, 20 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД. Для ИК №№ 1-7, 9-11, 10.1, 13-16, 21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на преобразователь RS-485/Ethernet и далее через коммутатор и существующую ЛВС ОАО «Химико-металлургический завод» поступает на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков поступает на GSM-модемы, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы УСПД. В УСПД производится сбор и хранение результатов измерений.

Далее по каналу связи Ethernet информация с выходов УСПД поступает на север БД, расположенный в ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод». На сервере БД происходит обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи Internet в виде xml-макета формата 80020. В сервере АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ 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 устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, и устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Пределы допускаемой инструментальной погрешности формирования метки времени УССВ относительно шкалы времени ГНСС GPS ±1 мкс, задержка сигналов времени на порту RS-232 относительно выходных сигналов PPS - не более 500 мс.

Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3, но не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера осуществляется независимо от наличия расхождений.

Часы УСПД синхронизированы с УССВ, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении показаний часов с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов сервера БД, расположенного в ЦСОИ ОАО «Химико-металлургический завод», и УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера БД осуществляется при обнаружении расхождения на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков 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 счетчиков электроэнергии, УСПД 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР » и ПК «Энергосфера», в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера».

Таблица 1а - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Таблица 1б - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера» 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 и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

П Продолжение таблицы 2

*Примечания:

• 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2   Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

• 3   Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

• -    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)Uh; ток (1,0-1,2)1н; cosj=0,9uHg.; частота (50±0,2) Гц;

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

• 4   Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• -    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01(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)Ih₂; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 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 счётчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 до плюс 60 °С; типа ЕвроАЛЬФА от минус 40 до плюс 70 °С; типа Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С;

• -   относительная влажность воздуха для счётчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М не более 90 % при температуре плюс 30 °С; типов ЕвроАЛЬФА и Альфа А1800 не более 95 % при температуре плюс 30 °С;

• -   атмосферное давление для счётчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М от 70,0 до 106,7 кПа; типов ЕвроАЛЬФА и Альфа А1800 от 60 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 минус 10 до плюс 60 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;

• -    атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1_ном cos j=0,8инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСПД, УССВ и УСВ-3 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.

• 7   Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te=2 ч;

• -   счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч;

• -   УССВ - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=256554 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.

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, параметрировании:

• -    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 ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• -   счетчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА и Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• -   RTU-325 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

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