АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

Первый 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;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации времени (УСВ) УССВ 16HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), 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 (один 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 (один 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 (один 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;

- 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. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах.

УСПД опрашивает счетчики и считывает параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации. журналов событий.

Сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу и по коммутируемой телефонной линии опрашивает УСПД и считывает 30минутные профили мощности для каждого канала учета. параметры электросети. а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Данные измерений. а также данные по состоянию технических и программных средств ИИК (журналы событий. статусы работоспособности каналов). по точкам измерения. опрашиваемым сервером ОАО «Ленэнерго». в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на сервер базы данных ООО «РКС-энерго».

Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений. получаемых от сервера базы данных ОАО «Ленэнерго». на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение. оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС». ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации. хранящейся в базе данных серверов. осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ. счетчиков. УСПД. серверов баз данных ОАО «Ленэнерго». ООО «РКС-энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются устройства УСВ-1 и УССВ 16HVS. к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 и УССВ 16HVS осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго » и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго », ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ 16HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ 16HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УССВ 16HVS.

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

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК

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^/Лном до 1,1-ином;

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

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 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 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 6 Всего листов 8 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

• -  УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• - УСПД RTU-325- среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов. 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, УСВ, 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:

• -  счетчик Альфа А1800 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;

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