АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

• 1- ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД RTU-327 (Госреестр № 41907-09), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.

• 3- ий уровень территориально распределен и представляет собой информационновычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер центра сбора и обработки данных (ЦСОД) филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети» (далее по тексту - филиал ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС»), сервер ЦСОД ОАО «Ленэнерго», сервер базы данных (СБД) ОАО «РЖД» и сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), УССВ-16HVS, технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (один 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциониро -ванного 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 времени в АИИС КУЭ ( синхронизация часов АИИС КУЭ );

- сбор , хранение и передача журналов событий счетчиков .

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК № 1 - 4 посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), хранение полученных данных. Далее, информация через коммуникатор СИКОН ТС65 по каналам связи стандарта GSM поступает в сервер ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС» и по каналу сети «Internet» в СБД ЦСОД ОАО «Ленэнерго».

Цифровой сигнал с выхода счетчика ИИК № 5 посредством линий связи поступает в УСПД RTU 327, где производится сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), хранение полученных данных. Далее, информация по каналам оптоволоконной связи передается в СБД ОАО «РЖД».

Передача информации об энергопотреблении из СБД ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Передача информации об энергопотреблении из СБД ЦСОД ОАО «Ленэнерго» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, в виде отчетов XML-формата, в рамках согласованного сторонами регламента.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде XML-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, УСПД, УСВ-1 и УСВ-2, УССВ-16HVS, сервера ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС», СБД ЦСОД ОАО «Ленэнерго», СБД ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Сравнение показаний часов УССВ-16HVS и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ-16HVS и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УССВ УСВ-1 и СБД ЦСОД ОАО «Ленэнерго» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ УСВ-1 и СБД ЦСОД ОАО «Ленэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСВ-2 и сервера ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ УСВ-2 и сервера ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД СИКОН С70 и сервера ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС» осуществляется с цикличностью один раз в 30 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД СИКОН С70 и сервера ЦСОД филиала ОАО «Ленэнерго» «ПрЭС» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 4 и УСПД СИКОН С70 осуществляется с цикличностью один раз в 30 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД RTU 327 и СБД ОАО «РЖД» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД RTU 327 и СБД ОАО «РЖД» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УССВ-16HVS и УСПД RTU 327 осуществляется с цикличностью один раз в 30 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ-16HVS и УСПД RTU 327 на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 5 и УСПД RTU 327 осуществляется с цикличностью один раз в 30 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера на величину более чем ±1 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3.

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

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

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

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

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

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

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

• •  сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 1ном;

• •  температура окружающей среды:

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

• - для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6.  Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК № 1 - 4, ГОСТ 30206-94 для ИИК № 5, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 для ИИК № 1 - 5;

• 7. 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:

• • в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

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

• • счетчик электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ - не менее 80000 часов;

• • счетчик электроэнергии Меркурий ART230 - среднее время наработки на отказ - не менее 150000 часов;

• • УССВ УСВ-1- среднее время наработки на отказ - не менее 35000 часов;

• • УССВ УСВ-2 - среднее время наработки на отказ - не менее 35000 часов;

• • УССВ УССВ-161IVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

• • УСПД СИКОН 70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

• • УСПД RTU 327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

• • ИВК ИКМ «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •   для счетчика Тв < 2 часа;

• •  для УСПД Тв < 2 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;

Лист № 8 Всего листов 11

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, серверах, 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 (функция автоматизирована);

• •   серверах (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• •  счетчики электроэнергии АЛЬФА А1800 - 180 суток (глубина хранения 4 каналов графиков нагрузки по энергии с длительностью интервала 30 минут без графика по параметрам сети);

• •  счетчики электроэнергии ЕвроАльфа - до 511 суток;

• •  счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART - не менее 85 суток;

• •  УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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