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 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-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 устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири с установленным ПО «АльфаЦЕНТР» и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (регистрационный № 45048-10) с установленным ПО на базе СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), устройства синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) и каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы конвертора интерфейса RS-485/Оптический порт, далее по волокнооптической связи на входы конвертера интерфейса Оптический порт/И^-485, далее на конвертер

интерфейса RS-485/Ethernet, далее по сети Ethernet на входы УСПД, где происходит обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, накопление, хранение и передача полученных данных по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) (основной канал связи) на третий уровень системы в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ИВК АИ-ИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС » - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ).

На верхнем - третьем уровне системы осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации из ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.

Часы сервера ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и часы сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) синхронизированы с соответствующим УССВ, корректировка часов серверов выполняется автоматически при расхождении показаний часов с соответствующим УССВ на величину более ± 1 с.

Синхронизация часов УСПД RTU-325 производится от УССВ-35HVS, расположенного на уровне ИВКЭ, не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения с УССВ на величину более ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы конвертора интерфейса RS-485/Оптический порт, далее по волокнооптической связи на входы конвертера интерфейса Оптический порт/И^-485, далее на конвертер

интерфейса RS-485/Ethernet, далее по сети Ethernet на входы УСПД, где происходит обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, накопление, хранение и передача полученных данных по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) (основной канал связи) на третий уровень системы в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ИВК АИ-ИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС » - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ).

На верхнем - третьем уровне системы осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации из ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.

Часы сервера ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и часы сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) синхронизированы с соответствующим УССВ, корректировка часов серверов выполняется автоматически при расхождении показаний часов с соответствующим УССВ на величину более ± 1 с.

Синхронизация часов УСПД RTU-325 производится от УССВ-35HVS, расположенного на уровне ИВКЭ, не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения с УССВ на величину более ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) на базе СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР». ПО построено на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков, обрабатывать их, хранить в базе данных (БД), предоставлять пользователям по их запросам.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации (механическая - пломбы, защитные марки, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и БД, электронные пароли на доступ к данным в счетчике, УСПД, сервере, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации).

Уровень доступа к данным измерений предоставляется в соответствии с правами доступа для всех заинтересованных пользователей и определяется встроенной системой аутентификации.

Таблица 1а — Идентификационные данные СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Таблица 1б — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

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

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 500 кВ Пыть-Ях и их метрологические характеристики

Примечания

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

• 3   Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

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

• 4   Рабочие условия эксплуатации: для ТТ:

• -    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2)1н₁; коэффициент мощности cosф фиф) 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 счетчиков электрической энергии:

• -    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih₂; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 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 от минус 40 до плюс 65 °С;

-   относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 ° С ;

-   атмосферное давление от 70,0 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 0 до плюс 70 °С ;

-   относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 ° С ;

-   атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 1_ном cosj = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСПД на однотипные 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 измерительные компоненты  системы утверждены и  внесены  в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    счётчик  Альфа А1800  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

• -    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 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 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:

• -    счетчика электрической энергии;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -    испытательной коробки;

• -   УСПД;

• -    сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри -

ровании:

-   счетчика электрической энергии;

-  УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-   счетчиках 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:

• -    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 300 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   УСПД RTU-325 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -90 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

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