АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

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

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Сибири»  -  «Бурятэнерго» с программным обеспечением (ПО)  «АльфаЦЕНТР»,

автоматизированное рабочее место АО «Читаэнергосбыт»  (АРМ), каналообразующую

аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК № 1 сигнал от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС), далее - на сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго».

Для ИК №№ 2-4 сигнал от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в ЛВС, далее - на сервер филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго».

На сервере филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и сервере филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ по каналу связи сети Internet (основной канал).

При отказе основного канала связи передача информации от сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго» выполняется по резервному каналу связи - телефонной сети общего пользования (ТСОП).

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ 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.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» -«Читаэнерго» и часы сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго». СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±0,5 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±0,5 с.

Для ИК № 1 сравнение показаний часов УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» на величину более ±2 с.

Для остальных ИК сравнение показаний часов УСПД с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» на величину более ±0,5 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2     Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

• 3     Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 2, 3 указана для тока 2 % от 1_ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1_ном

cosj = 0,8инд.

• 4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83.

• 5     Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания серверов 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 счетчика:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-   журнал УСПД:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД; серверов.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии; УСПД;

серверов.

Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована);

серверах (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).