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:

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), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), RTU-327L (Госреестр № 41907-09) и СИКОН С1 (Госреестр №15236-03), устройства синхронизации времени (УСВ), технических средств приема-передачи данных, каналов связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - включает в себя, серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт», устройство синхронизации времени (УСВ) 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.

Для ИИК № 4, 13 функции ИВКЭ выполняет ИВК.

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, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.

На ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ПС Санино 110/10 кВ, ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ, ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ПС № 222 Головино 35/10/6 кВ установлены УСПД, которые по проводным линиям связи и по каналам GSM один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22, 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.

Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД ИИК № 1 - 3 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Для ИИК № 4 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM - модем поступает на сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 5 - 12, 14 - 22 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 13 и считывает с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».

Серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья»  -  «Владимирэнерго»,

ОАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер базы данных ОАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и

отправляет данные коммерческого учета на коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт». Коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных. Сервер базы данных ОАО «Мосэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение и последующую передачу информации на сервер ОАО «Владимирэнергосбыт».

Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья»  -  «Владимирэнерго»

в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ОАО «Владимирэнергосбыт».

Сервер ОАО «Владимирэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемые от сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», сервера ОАО «Мосэнергосбыт» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ОАО «Владимирэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу

Лист № 3 Всего листов 15 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.

Синхронизация часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера, расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ».

Ход часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» с источником точного времени (NTP-сервер) составляет не более ±0,2 с/сут.

В качестве устройства синхронизации времени на сервере ОАО «МОЭСК» используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «МОЭСК» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 1 - 3 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД осуществляется при расхождении показаний счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

аблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

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 для ИИК № 1 - 5, 7, 9 - 12, 16 - 21, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 6, 8, 13 - 15, 22;

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 ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ 52425-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21;

• 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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 14000 часов;

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

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

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

• - УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

• - УСПД СИКОН С1 - 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 УСВ 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:

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

• - счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 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;