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

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго», филиала ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго», ОАО «Читаэнергосбыт», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

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

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

• -   хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рассчитанной, замещенной и т. д.) в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• -   прием и обработка данных смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ОАО «Читаэнергосбыт», данных о состоянии соответствующих средств измерений);

• -   формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ОАО «Читаэнергос-быт» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;

-   формирование актов учета перетоков в XML формате макетов 50080, 51070, 80020, 80030,

80040, 80050, а также в иных согласованных форматах;

• -   передача результатов измерений 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 ОАО «Читаэнергосбыт»;

• -   конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

• -   ведение и передача журналов событий компонентов АИИС КУЭ.

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 календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч (кВар^ч).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее при помощи выделенных каналов связи результаты измерений передаются на сервер филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» (для ИИК №1) и сервер филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» (для ИИК № 2 - 4). Серверы филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Чи-таэнерго», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в автоматическом режиме раз в сутки передают результаты измерений и данные о состоянии средств измерений на сервер ОАО «Читаэнергосбыт» в формате электронного документа XML макетов 80020, 80030.

Сервер ОАО «Читаэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) «Программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам, в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, серверов. В качестве УССВ серверов филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» используются УССВ на базе GPS-приемников модели 35 HVS. В качестве УССВ сервера ОАО «Читаэнергосбыт» используются радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр № 27008-04).

Лист № 3 Всего листов 10 Сравнение показаний часов серверов и УССВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов серверов и УССВ на величину более чем ±0,5 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенном на ПС Беклемишево 110/10 кВ и сервера филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенных на ПС Телемба 35/10 кВ, ПС НиКольская 110/10 кВ и УССВ, на базе встроенных GPS-приемников, происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ на величину более чем ±0,5 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в Таблице 5.

Таблица 5

Состав ИИК АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» приведен в Таблице 3.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» приведены в Таблице 4.

Таблица 3

Таблица 4

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 плюс 15 до плюс 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

• •  сила тока от 0,0Пном до 1,2^1ном для ИИК № 2, 3, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1, 4;

• •  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 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

• 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 3. 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 ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

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

• •  УСПД RTU-325 (Госреестр № 37288-08) - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов

• •  УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов

• •  радиочасы МИР РЧ-01 - среднее время наработки на отказ не менее 10000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчиков электроэнергии 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;

• •  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 (функция автоматизирована);

• •  сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• • счетчик Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• • счетчик ЕвроАльфа тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 74 дней (для нереверсивных счетчиков - 146 дней); при отключении питания -не менее 5 лет;

• •  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.