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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), устройства синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), 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 (СБД) ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго», устройства синхронизации времени УСВ-1, 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.

На ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ установлены УСПД. которые один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 5 - 10, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД 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 выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

СБД ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 7 - 10 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД ОАО «ЛОЭСК» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 5, 6 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) опрашивает счетчики ИИК 1 - 4, и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков. Считанные данные записываются в базу данных.

Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ОАО «Ленэнерго» и СБД ОАО «ЛОЭСК», в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на СБД ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».

СБД ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД ОАО «Ленэнерго» и ОАО «ЛОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в БД

СБД 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.

Лист № 3 Всего листов 11

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, СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1, УСВ-2 к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1, УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.

Сравнение показаний часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ОАО «ЛОЭСК», СБД ОАО

«Ленэнерго», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2 происходит один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов УСПД, установленных на ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, ПС № 218 «Лаврики» 110/10 кВ и УСВ-2.

Сравнение показаний часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ, и УСВ-1 происходит один раз в минуту. Синхронизация часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД, установленного на ПС-539 «Тосно-Новая» 110/10 кВ и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 5 - 10 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний счетчиков ИИК 1 - 4 и СБД ОАО «ЛОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Лист № 10 Всего листов 11 

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

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^Uhom 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^/Uhom до 1,1-ином;

• -  сила тока от 0,01 Ihom 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 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 1. 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:

• -  счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

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

• - УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• - УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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

Лист № 9 Всего листов 11 Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД(функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  счетчики 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.