АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), контроллер СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-1 и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервер центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «Ленэнерго» и ИВК «ИКМ-Пирамида», УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, УСВ-1 и УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пирамида-2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 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 измерительных каналов №№ 1-11 и №№ 14-40 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются на сервер сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 12, 13, по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы контроллера СИКОН С70, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее через GSM контроллер результаты измерений передаются на ИВК «ИКМ-Пирамида», где происходит сбор, обработка и передача информации на ЦСОД ОАО «Ленэнерго». Данные об энергопотреблении с ЦСОД ОАО «Ленэнерго» в автоматическом режиме передаются на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде отчетов XML-формата, в рамках согласованного сторонами регламента.

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

Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ типов 16HVS и 35LVS (35HVS), синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/GLONASS-приемника, входящего в состав УСВ-1.

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

Для синхронизации сервера ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется УССВ типа 35LVS (35HVS). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ^± 1с происходит коррекция часов сервера.

Часы УСПД RTU-327 синхронизируются с сервером сбора данных ОАО «РЖД» при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с.

Часы счетчиков ИИК №№ 1 -11, 14 -40 синхронизируются с часами УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

Для синхронизации часов ЦСОД ОАО «Ленэнерго» используется УСВ-1. Сравнение показаний часов УСВ-1 и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Часы сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизированы с часами УСВ-2, синхронизация осуществляется 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Синхронизация часов контроллера СИКОН С70 осуществляется от УСВ-1. Коррекция осуществляется при расхождении на величину более чем ±1 с. Каждый сеанс связи УСВ-1 с контроллером СИКОН С70 осуществляется сравнение и синхронизация часов. Часы счетчиков ИИК №№ 12, 13 синхронизируются с часами контроллера ежеминутно, коррекция часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеров СИКОН С70, УСПД RTU-327 и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД » в границах Ленинградской области и их основные

метрологические характеристики

Примечания:

• 1   Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

• 3   Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4   Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

• -   температура окружающей среды: (23±2) °С.

• 5   Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

• -     параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh₁; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)Ih₁; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0(0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

• -    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 40°С;

• -     относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

• -     атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа. Для счетчиков электрической энергии:

• -     параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh₂; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih₂; диапазон коэффициента мощности cosф (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

• -     магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

• -    температура окружающего воздуха для счётчиков Меркурий 233 и Евро-АЛЬФА от минус 40°С до плюс 70°С;

• -    температура окружающего воздуха для счётчиков Альфа А1800 от минус 40°С до плюс 65°С;

• -     относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

• -     атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• -     параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

• -    температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

• -     относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

• -     атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

• 6   Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 30°С.

• 7   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», СИКОН, УССВ, УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 8   Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -   УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

• -   ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

• -   УСВ-1, УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 и контроллеров СИКОН С70 с помощью источника бесперебойного питания;

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• -   журнал счётчика:

• -     параметрирования;

• -     пропадания напряжения;

• -     коррекции времени в счетчике;

• -   журнал УСПД:

• -     параметрирования;

• -     пропадания напряжения;

• -    коррекции времени в счетчике и УСПД;

• -     пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• -   журнал контроллера СИКОН:

• -     параметрирования;

• -     пропадания напряжения;

• -    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;

• -     пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-   журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида »:

-    параметрирования ;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в сервере ИВК «ИКМ-Пирамида »;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование :

-     электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения ;

-    испытательной коробки;

-   УСПД ;

-    контроллера СИКОН ;

-    сервера ИВК «ИКМ -Пирамида».

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    счетчика электрической энергии;

-    контроллера СИКОН ;

-   УСПД ;

-    сервера ИВК «ИКМ -Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-   счетчиках электрической энергии ( функция автоматизирована );

-   УСПД (функция автоматизирована );

-   сервере ИВК (функция автоматизирована ).

Возможность сбора информации :

-   о состоянии средств измерений (функция автоматизирована ).

Цикличность:

-   измерений 30 мин (функция автоматизирована );

-   сбора 30 мин ( функция автоматизирована ).

Глубина хранения информации:

• -   счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   контроллер СИКОН - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

• -   сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).