АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206 соответственно, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035 соответственно в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- ой уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 324) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№1420) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», УСВ-2 (№2102) ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные 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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 19 - 31, 41, 42 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется

лист № 2 всего листов 17 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская региональная генерация», принадлежащей филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация». Перечень точек измерений, сбор данных с которых производится согласно договору об информационном обмене, указан в таблице 3. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующих собственные встроенные часы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с для УСВ-1 и не более ±0,35 с для УСВ-2.

Для ИК № 19 - 31, 41, 42 время часов ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», синхронизировано с временем часов УСВ-1 (Зав. №1420), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Время часов УСПД синхронизировано с временем часов ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени часов сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени часов счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов УСПД ±2 с.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 время часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», синхронизировано с временем часов УСВ-2 (Зав. №2102), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Первичные 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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 19 - 31, 41, 42 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется

лист № 2 всего листов 17 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская региональная генерация», принадлежащей филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация». Перечень точек измерений, сбор данных с которых производится согласно договору об информационном обмене, указан в таблице 3. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующих собственные встроенные часы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с для УСВ-1 и не более ±0,35 с для УСВ-2.

Для ИК № 19 - 31, 41, 42 время часов ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», синхронизировано с временем часов УСВ-1 (Зав. №1420), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Время часов УСПД синхронизировано с временем часов ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени часов сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени часов счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов УСПД ±2 с.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 время часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», синхронизировано с временем часов УСВ-2 (Зав. №2102), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ ООО «Алексинэнергосбыт» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Окончание таблицы 1

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010).

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Примечания:

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

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

• 4. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,95 + 1,05) ином; ток (1,0 + 1,2) 1ном; cos j = 0,9инд.;

• - температура окружающей среды: (20±5) °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации:

• - параметры сети: напряжение - (0,9 1,1) ином, ток - (0,01  1,2) 1ном; коэффициент мощности

cosj(sinj) 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);

• 6. Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 70°С; счетчиков

• - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 °С до + 25 °С;

• 7. Погрешность в рабочих условиях указана тока 0,02^1ном, cos j = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;

• 8. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035.

• 9. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 10. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

  региональная генерация», результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене.

  № п/п	Номер точки измерений	Наименование объекта измерений	Наименование точки измерений	Реквизиты методики измерений смежного субъекта
  Филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»
  1	2.12	АТЭЦ	Яч.8	МВИ количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ филиала ОАО "ТГК-4" "Тульская региональная генерация" Свидетельство об аттестации МВИ № 206.2/001-07 от 1.02.2007 г. Внесена в Федеральный реестр методик выполнения измерений под № ФР.1.34.2007.03121
  2	2.13		Яч.43
  3	2.14		Яч.47
  4	2.40		Яч.20

  Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: - счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред-

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская нее время восстановления работоспособности 168 часов;

• - счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

• - УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 часа;

• - УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

• - УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

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 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);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• - Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).