АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800» классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и классов точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325Н и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также технические средства приема - передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, систему обеспечения единого времени СОЕВ.

Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК). На третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов Функции сервера измерительновычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ выполняет ИВК АИИС КУЭ ЕНЕС (Метрос-коп), внесенный в Госреестр под № 45048-10.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - измерение календарного времени и интервалов времени;

• - 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

Лист № 2 Всего листов 16 - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк -ционированного 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 времени ).

Принцип действия 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. На выходе счетчика формируется следующая измерительная информация (без учета коэффициента трансформации):

-   электрическая энергия, определяемая как интеграл по времени от средней за пе -

риод 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;

- средняя активная (реактивная ) электрическая мощность вычисляемая как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30мин.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием ин -терфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU-325H, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер ЦСОД.

Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК АИИС КУЭ ЕНЕС (Метроскоп) осуществляется по волоконнооптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера ЦСОД по внешнему каналу связи - основному или резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электрической энергии и мощности, информация о которых передаётся от счетчиков электрической энергии в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии и УСПД - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени УССВ-35HVS от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 1 с. Корректировка показаний часов счетчиков электроэнергии осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД, если разность показаний часов счетчиков электроэнергии и УСПД превышает значение ± 2 с. При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая корректировка часов опрашиваемого счётчика.

Лист № 3 Всего листов 16 Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Стекольная» представлена в таблице 4. Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Продолжение таблицы 4

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2, метрологические характеристики - в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИК (1-ый и 2-ой уровни)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Предел допускаемых отклонений показаний часов УСПД относительно УССВ не более ± 1с.

Предел допускаемых отклонений показаний часов счетчика относительно УСПД не более ± 2с.

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 cos j < 1,0 нормируется от I2%.

• 2.   Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети : напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц ;

• -  параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)-U_H; сила тока - (0,01 - 1,2) ^_н; диапазон коэффициента мощности cos j (sin j) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

• - температура окружающего воздуха: для ТН и ТТ - от + 15 °С до + 35 °С, для счетчиков электроэнергии - от + 21 °С до + 25 °С, для УСПД от + 15 °С до + 25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

• 3.   Рабочие условия эксплуатации:

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

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

• - температура окружающей среды: для ТТ и ТН от + 5 °С до + 30 °С, для счетчиков электрической энергии от + 5 °С до +30 °С, для УСПД от + 15 °С до + 25 °С;

• - относительная влажность воздуха - (40 - 80) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл.

• 4.   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 110 кВ «Стекольная» 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 1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

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

• - УСПД (RTU 325Н) - среднее время наработки на отказ не менее 55000часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• - для счетчика Тв < 2 часа;

• - для УСПД Тв < 2 часа;

• - для сервере Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• - для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• -  резервирование каналов связи - информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• -  в журналах событий счетчика фиксируются факты:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции часов;

• -  в журнале событий УСПД фиксируются факты:

• -    пропадания напряжения;

• -    параметрирования;

• -    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• -    коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов:

предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводов измерительных трансформаторов тока ;

- электросчётчиков ;

- испытательных коробок ;

- УСПД ;

устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счетчике ;

- пароль на УСПД .

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована );

- УСПД ( функция автоматизирована );

Возможность сбора информации :

- о состоянии средств измерений ( функция автоматизирована );

- о результатах измерений ( функция автоматизирована ).

Глубина хранения информации:

• -  в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;

• -  в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.