АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГорноАлтайские электрические сети» и ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт».

ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 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 зна -чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД , где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» данные по сети Internet и резервному каналу связи стандарта GSM передаются на ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт», где импортируются в базу данных и передаются в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ от ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использванием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1 и УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени для УСВ-1 не более ±0,5 с, для УСВ-2 не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки составляет не более ±3 с. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи (2 раза в сутки) независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

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

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» 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

ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 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 зна -чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД , где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» данные по сети Internet и резервному каналу связи стандарта GSM передаются на ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт», где импортируются в базу данных и передаются в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ от ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использванием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1 и УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени для УСВ-1 не более ±0,5 с, для УСВ-2 не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки составляет не более ±3 с. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи (2 раза в сутки) независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

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

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав ко -торого 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 ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Продолжение таблицы 1

Системы информационно -измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие 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».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

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

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

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение 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 cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -   ТТ и ТН от минус 60 °С до плюс 40 °С;

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

• -  УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

• -  ИВК от плюс 10 °С 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) ин₁; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н₁; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

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

• -    для счетчиков электроэнергии:

• -   параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин₂; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н₂; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

• -   температура окружающего воздуха:

• -   от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

• 5   Погрешность в рабочих условиях указана для cos j = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу

ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков 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= 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• -    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

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

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

• -    Сервер сбора данных IBM 3850 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 41163 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• -    защита от кратковременных сбоев питания УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», 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;

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

• -     защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

• -    электросчетчика;

• -    УСПД;

• -     сервера;

• -    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в :

-    электросчетчиках ( функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована );

-    сервере (функция автоматизирована );

-    ИВК (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 113

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -    УСПД - суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток;

• -    ИКМ-Пирамида - хранение результатов измерений, состояний средств измерений

- не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).