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 - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) Шлюз Е-422 (Госреестр № 36638-07), устройство синхронизации времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из коммуникационного сервера опроса (КС) и сервера базы данных (СБД) ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго», СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» -«Хакасэнерго», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированных рабочих мест (АРМ) пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.

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;

Лист № 2 Всего листов 7 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; 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. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=ИТсо8ф) и реактивную мощность (Q= U-I-si^). Полная мощность (S) рассчитывается в счетчике по алгоритму S=(P²+Q²)^0,5. Мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности вычисляются без учета коэффициентов трансформации (так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования). 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 единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч) передаются в целых числах.

УСПД один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики и реализует функции хранения измерительной информации.

КС, установленный в производственном отделении Саянские электрические сети филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго», с периодичностью один раз в сутки опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета за сутки. Полученные значения считываются СБД ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» и записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Данные в СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» передаются посредством механизма репликации MS SQL Server, осуществляемого в автоматическом режиме один раз в сутки.

АРМ, установленный в ОАО «Хакасэнергосбыт», один раз в сутки считывает данные об энергопотреблении из базы данных СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» получасовые значения электроэнергии, осуществляет вычисления электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, УСПД, КС и СБД ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго», СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго».

В качестве базового прибора СОЕВ используется устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника Acutime 2000.

Сравнение показаний часов КС и СБД ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго», СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» и УСВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов КС и СБД ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго», СБД филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» и УСВ.

Лист № 3 Всего листов 7 Сравнение показаний часов УСПД и КС ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго » происходит при каждом обращении, но не реже двух раз в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД и КС ПО «Саянские электрические сети» филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго».

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

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4

Продолжение таблицы 4

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

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^/Лном 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 0,05 1ном до 1,2 1ном;

температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;

• 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   электроэнергии   EPQS   -   среднее   время   наработки   на   отказ

не менее 70000 часов;

• - УСПД Шлюз Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

• -  сервер - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов.

Лист № 5 Всего листов 7 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;

• -  наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, 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 электроэнергии EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - хранение информации в базах данных серверов не менее 3,5 лет;