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) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) и сервер базы данных (СБД) филиала ОАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), УСВ реализованного на базе GPS - приемника модели Garmin 17HVS, 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 задачи:

• - 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);

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

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

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

• - передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

• - 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;

Лист № 2 Всего листов 11 - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов 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 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.

Для ИИК 9, 11 - 16 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи RS-485 поступает в УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго». Передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняют GSM модемы, установленные в шкафах АИИС КУЭ.

Для ИИК 1 - 8, 10 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через GSM канал связи поступает на коммуникационный сервер и далее на СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго». При помощи программного обеспечения (ПО) СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-2, счетчиков, УСПД, КС и СБД филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго».

Сравнение показаний часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов КС филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» и УСВ-2.

Сравнение показаний часов СБД и коммуникационного сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов СБД и коммуникационного сервера.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 10 и коммуникационного сервера филиала ОАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS, происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и GPS - приемника Garmin 17HVS.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 9, 11 - 16 и УСПД 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

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 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 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК 1 - 8, 10;

• -  сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК 9, 11 - 16;

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 изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 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 2. 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:

• - счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

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

• - счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

• - УСПД серия RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Лист № 8 Всего листов 11 Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• -  для счетчика Тв < 2 часа;

• - для УСПД Тв < 2 часа;

• -  для серверов 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. в журнале УСПД:

• -  параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• -  пропадание и восстановление связи со счетчиком Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

• - УСПД Серии RTU-325L (коммерческий график нагрузки - расход электроэнергии по каждому каналу) - 18 месяцев; при отключении питания - не менее 3 лет;

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