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 (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 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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 таблицах2 - 4.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени yCCB-16HVS (далее - yCCB-16HVS), состоящего из GPS-приемника, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, 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) «АльфаЦЕНТР».

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 входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных

Лист № 2 Всего листов 9 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В ИВК АИИС КУЭ производится сбор , обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, 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.

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 УССВ-16HVS, синхронизирующим время УСПД по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS.

УСПД периодически сравнивает свое системное время с сигналом проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS, корректировка часов УСПД осуществляется в независимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сервер БД периодически сравнивает свое системное время со временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.

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

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

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

Окончание таблицы 5

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 входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных

Лист № 2 Всего листов 9 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В ИВК АИИС КУЭ производится сбор , обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, 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.

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 УССВ-16HVS, синхронизирующим время УСПД по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS.

УСПД периодически сравнивает свое системное время с сигналом проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-16HVS, корректировка часов УСПД осуществляется в независимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сервер БД периодически сравнивает свое системное время со временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.

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

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО..

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Окончание таблицы 2

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 (0,02-1,2) 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 УСПД от плюс 15 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 (0,02-1,2) 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 (0,02-1,2) 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 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

• 6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ 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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 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;

• - RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - yCCB-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее Т= 44 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• - сервер Hp Proliant DL320e Gen 8 v2 - среднее время наработки на отказ не менее 260 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 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 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:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера ;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера .

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована);

- УСПД ( 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;

- УСПД - глубина хранения тридцатиминутных приращениях электроэнергии -45 суток.

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