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 Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 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 устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных (далее - сервер СД) АО «Тюменьэнерго», сервер СД ПАО «СУЭНКО», сервер СД ООО «СГЭС», сервер баз данных (далее - сервер БД) «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток», устройства синхронизации времени УСВ-1, радиочасы МИР РЧ-01, сервер синхронизации времени ССВ-1Г, программный комплекс (далее - ПК) «Энергосфера», 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 №№ 1-6, 9-16, 19-30 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер СД АО «Тюменьэнерго» по каналам связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на соответствующий сервер СД (для ИК №№ 7, 8 -на сервер СД ООО «СГЭС», для ИК №№ 17, 18 - на сервер СД ПАО «СУЭНКО»), где осуществляется накопление и хранение поступающей информации.

По запросу сервера БД информация с серверов СД передаётся посредством канала связи Internet. На сервере БД осуществляется 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.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» за электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ), которая осуществляется на сервере БД, в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ

осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020 и 80040 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 устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав каждого УСВ-1; радиочасами МИР РЧ-01, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника; сервером синхронизации времени ССВ-1Г, формирующим

сигналы точного времени для синхронизации часов измерительных компонентов системы; GPS-приемниками, входящими в состав УСПД и обеспечивающими прием сигналов точного времени и синхронизацию часов измерительных компонентов системы. Для УСВ-1 пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют ±0,5 с. Для МИР РЧ-01 пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют ±1 мкс. Для ССВ-1Г пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта выходного импульса частотой 1 Гц к шкале времени UTC составляют ±110 нс.

Сравнение показаний часов сервера БД с УСВ-1 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождений.

Часы сервера СД АО «Тюменьэнерго» синхронизированы с часами УСПД. Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» от любого УСПД, входящего в состав АИИС КУЭ. Сличение часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» с часами УСПД осуществляется во время каждого сеанса связи, корректировка часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» осуществляется при расхождений с часами УСПД на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. В качестве резервного источника точного времени для синхронизации часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» используется ССВ-1Г. Сравнение показаний часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» с ССВ-1Г осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера СД АО «Тюменьэнерго» осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов сервера СД ООО «СГЭС» с УСВ-1 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера СД ООО «СГЭС» осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов сервера СД ПАО «СУЭНКО» с МИР РЧ-01 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера СД ПАО «СУЭНКО» осуществляется независимо от наличия расхождений.

Синхронизация часов УСПД производится от встроенного GPS-модуля. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД (регистрационный № 17049-04) составляют ±0,1 с, УСПД (регистрационный № 17049-09) составляют ±0,2 с.

Для ИК №№ 1-6, 9-16, 19-30 сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи, корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с. Для остальных ИК сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего сервера СД (для ИК №№ 7, 8 -сервера СД ООО «СГЭС», для ИК №№ 17, 18 - сервера СД ПАО «СУЭНКО») производится во время сеанса связи, корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и соответствующего сервера СД на величину более ±1 с. Для ИК №№ 1-6, 9-16, 19-30 передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера СД, и для остальных ИК - от счётчика до сервера СД - реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Журналы событий счётчика, УСПД, сервера СД и сервера БД 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

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

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

-   температура окружающей среды: (23±2) °С.

• 4   Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)-Uhx; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2)-1н₁; 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 счётчиков 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 типа Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С; типов Меркурий 230 и СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С; типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С;

• -    относительная влажность воздуха для счётчиков типов Альфа А1800 и Меркурий 230 не более 95 % при плюс 30 °С; типов СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М не более 90 % при плюс 30 °С;

• -    атмосферное давление для счётчиков типа Альфа А1800 от 60,0 до 106,7 кПа; типов Меркурий 230, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М от 70,0 до 106,7 кПа; типа СЭТ-4ТМ.02 от 84,0 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 плюс 10 до плюс 30 °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 №№ 9, 10, 15, 16, 27 от плюс 10 до плюс 35 °С; для остальных ИК - от 0 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, УСВ-1, МИР РЧ-01 и ССВ-1Г 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 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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч,

среднее время восстановления работоспособности te=2 ч;

• -   счётчик Меркурий 230 (регистрационный № 23345-04) - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч; среднее время восстановления работоспособности te=2 ч;

• -   счётчик Меркурий 230 (регистрационный № 23345-07) - среднее время наработки на отказ не менее Т=150000 ч; среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

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

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

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

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

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

• -   УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч; среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

• -   МИР РЧ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч; среднее

время восстановления работоспособности tв=1 ч;

• -   ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т=15000 ч; среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 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 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 типа Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-   счётчик электрической энергии типа Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- счётчики электрической энергии типов СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - 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).