АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервера баз данных (далее - БД), устройства синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-nриемника типа УСВ-2 (далее - УСВ-2), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,

оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.

В АИИС КУЭ реализована возможность информационного обмена XML-файлами установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической  энергии и мощности с  АИИС КУЭ  «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) межсистемных  перетоков  электроэнергии  ОАО «МРСК  Волги»  -  «Оренбургэнерго»

(Рег. № 47555-11) и АИИС КУЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) межсистемных перетоков электроэнергии ОАО «МРСК Волги» - «Оренбургэнерго» с Изменением № 1 (Рег. № 47555-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени УСВ-2 составляет не более ±10 мкс. Сервер БД, расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО АНК «Башнефть», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ «Ишимбайнефть», синхронизированы по времени с часами сервера БД, расположенного в ПАО АНК «Башнефть», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождения. Сличение показаний часов счетчиков и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ «Ишимбайнефть», производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется независимо от наличия расхождения, но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

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

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

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

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

• 3 Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети: диапазон напряжения (0,99-1,01) ином; диапазон силы тока (0,05-1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos ф =0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды:

• - для ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;

• - для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

• - для ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН :

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uiii; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2) Ьц; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

• - для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8-1,2) ин₂; диапазон силы вторичного тока (0,05-1,2) 1н₂; коэффициент мощности cos ф (sin ф) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±2,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;

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

• 5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 0,9 инд в режиме измерений активной электроэнергии, для cos ф = 0,5; 0,8 инд в режиме измерений реактивной электроэнергии и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

• 6  Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - серверы БД - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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 ИВК:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и ИВК;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ;

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

- электросчетчика;

- сервера .

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована);

- сервере ( функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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