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 счётчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83  (далее - счётчики), вторичные

измерительные цепи и технические средства приёма-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 ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной и резервный серверы сбора и баз данных HP ProLiant DL 380 G4 (далее - серверы сбора и БД) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс», автоматизированные рабочие места, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает в шкаф связи, далее по каналу связи сети Ethernet - на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД. В УСПД осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на серверы сбора и БД по проводным линиям связи.

На серверах сбора и БД осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся в сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс» по локально-вычислительной сети Ново-Свердловской ТЭЦ и каналу связи сети Internet.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» за электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ), которая осуществляется на основном сервере сбора и БД, в филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей» 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 АО «АТС», АО «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 GPS-приемником, входящим в состав УСПД и обеспечивающим прием сигналов точного времени и синхронизацию часов измерительных компонентов системы.

Синхронизация часов УСПД производится от встроенного GPS-модуля. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД составляют ±0,1 с.

Сравнение показаний часов серверов сбора и БД с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов серверов сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной и резервный серверы сбора и баз данных HP ProLiant DL 380 G4 (далее - серверы сбора и БД) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс», автоматизированные рабочие места, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает в шкаф связи, далее по каналу связи сети Ethernet - на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД. В УСПД осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на серверы сбора и БД по проводным линиям связи.

На серверах сбора и БД осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся в сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс» по локально-вычислительной сети Ново-Свердловской ТЭЦ и каналу связи сети Internet.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» за электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ), которая осуществляется на основном сервере сбора и БД, в филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей» 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 АО «АТС», АО «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 GPS-приемником, входящим в состав УСПД и обеспечивающим прием сигналов точного времени и синхронизацию часов измерительных компонентов системы.

Синхронизация часов УСПД производится от встроенного GPS-модуля. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД составляют ±0,1 с.

Сравнение показаний часов серверов сбора и БД с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов серверов сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Уровень защиты ПО 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

*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) U_H; сила тока (1,0-1,2)-7_н; cos9=0,9uHg. (sinj=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

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

• 4   Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• -    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) U_H1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2)7_н1; коэффициент мощности cosp (япф) 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 счётчиков электрической энергии:

• -    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1) и_н2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)7_н2; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) 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 СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

• -    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

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

• 5    Погрешность  в рабочих  условиях  указана для  силы тока 2(5) % от 1_ном

cosj=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии для ИК №№ 6-17 от плюс 10 до плюс 30 °С, для остальных ИК - от плюс 10 до плюс 40 °С.

• 6   Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное 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 типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-   счётчик СЭТ-4ТМ .03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч ,

среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

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

Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

• -   УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т=75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=24 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=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 счётчике.

• -   журнал УСПД:

• -    параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счётчике и УСПД;

• -    пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -    счётчика электрической энергии;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -   испытательной коробки;

• -   УСПД;

• -    сервера.

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

• -    счётчика электрической энергии;

• -   УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

• -   счётчиках 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:

-   счётчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-   сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).