АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10) и ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» состоят из трех уровней:

• 1- й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС 330 кВ «Артем».

• 2- й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из коммуникационного сервера опроса и сервера базы данных (БД) ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС», и сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, АРМ пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.

Связь УСПД уровня ИВКЭ ПС 330 кВ «Артем» с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется автоматически с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) и системы спутниковой связи.

Для работы с системой на уровне подстанции (ПС) предусматривается организация АРМ оператора ИВК. АРМ оператора ИВК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером для этого в настройках ПО «АльфаЦЕНТР» указывается IP-адрес сервера.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п .);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого календарного времени в АИИС КУЭ ( коррекция времени);

- передача журналов событий АИИС КУЭ.

Принцип действия:

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, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД уровня ИВКЭ осуществляется:

- по интерфейсу RS-485 ( счетчик - УСПД);

- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в оптический сигнал (счетчик - медиаконвертер - ВОЛС - медиаконвертер - УСПД уровня ИВКЭ).

В УСПД уровня ИВКЭ осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС » - МЭС Юга, а также отображение информации по подключенным к УСПД уровня ИВКЭ устройствам.

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе ВОЛС. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».

На сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС » и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.

Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга либо (ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва) осуществляется по двум основным, резервному и технологическому каналам:

-     основной канал передачи информации (первый) - в формате Ethernet

с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);

-    основной канал передачи информации (второй) - в формате Ethernet

с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Юга);

-    резервный канал передачи информации - посредством аппаратуры спутниковой

связи на базе VSAT-технологии SkyEdgTM (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор - оборудование связи - аппаратура спутниковой связи - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);

-     технологический канал передачи информации: в формате RS-232 (УСПД

уровня ИВКЭ - GSM модем - GSM модем - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга).

Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные могут передаваться в формате XML-файла. Службы филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга и ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва, ответственные за работу на оптовом рынке электрической энергии, заверяют файл с данными электронно-цифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GARMIN GPS35-HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Время УСПД уровня ИВКЭ синхронизировано со временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка времени счетчиков осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиков более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии 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.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3

Продолжение таблицы 3

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

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

• 3.  Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 5. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение от 0,98^ином до 1,02-Uhom;

• - сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos j=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 6. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-ином,

• - сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК 1-8 и от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК 9-11.

- температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 ° С до плюс 35 ° С ;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

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

• 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УССВ - GARMIN GPS35-HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД RTU-325 Н - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов .

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 24 часа;

• - для УСПД Тв < 24 часа;

• - для сервера Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• - для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• - фактов параметрирования счетчика;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД, сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии и Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.