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 (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) 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, 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 (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени УССВ-2  (регистрационный №  54074-13), и

каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (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.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД поступает на сервер сбора и БД. Для ИК №№ 1-8 передача данных осуществляется по сети Ethernet, цифровой абонентской линии DSL и радиорелейной линии связи (основной канал). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM (коммутируемая линия) и проводной линии интерфейса RS-232. Для остальных ИК передача данных осуществляется с помощью сети Ethernet и системы спутниковой связи TCP/IP. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному, организованному на базе проводной линии связи интерфейса RS-232 и системе спутниковой связи Globastar.

Дополнительно на сервер сбора и БД в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (регистрационный № 56373-14), АИИС КУЭ ОАО «Алданзолото» ГРК» (регистрационный № 59418-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Нижний Куранах» (регистрационный № 59197-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Таксимо» (регистрационный № 62447-15), АИИС КУЭ ПС 220 кВ Раздолинская в части установки двух ячеек 220 кВ (для технологического присоединения ПС 220 кВ Тайга) (регистрационный № 64928-16), АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный № 59086-14).

На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов.

Передача информации от сервера сбора и БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» 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 устройствами синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмников.

Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с соответствующим УССВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на Мамаканской ГЭС, с часами сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера сбора и БД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на ПС «Таксимо», с соответствующим УССВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с.

Передача информации от счётчика 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.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

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

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

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) 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 для ИК №№ 1-8 (0,05-1,2)^/_н1; диапазон силы первичного тока для остальных ИК (0,01-1,2)J_h1 коэффициент мощности cosф )тф) 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) U_h2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)J_h2; 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 типа Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С, для счётчиков типа Альфа от минус 40 до плюс 55 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

• -    атмосферное давление от 60,0 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 15 до плюс 25 °С;

• -    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

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

• 5   Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-8 указана для силы тока 5 % от Ihom, для остальных ИК указана для силы тока 2 % от 1_ном cosj=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и УССВ-2 на аналогичные 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 t_B=2 ч;

-   счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч , среднее

время восстановления работоспособности t_B=2 ч;

• -   УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч, среднее время восстановления работоспособности t_B=24 ч;

• -   УССВ-2  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее  Т=74500 ч,

среднее время восстановления работоспособности 7_в=2 ч;

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности /_в=0,5 ч.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 типа Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-   счётчик типа Альфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-   УСПД RTU-325 - 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).