АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

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

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер ФГУП ПО «Север», сервер АО «АтомЭнергоСбыт», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

• - 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 мгновенные значения активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Сервер, установленный в серверной ФГУП ПО «Север», с периодичностью два раза в час опрашивает счетчики электроэнергии по волоконно-оптической линиям связи (ВОЛС). В случае отказа основного канала связи (ВОЛС) сервер ФГУП ПО «Север» с периодичностью один раз в сутки опрашивает счетчики электроэнергии по GSM каналу с использованием контроллеров СИКОН ТС65. Сервер ФГУП ПО «Север» считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных сервера ФГУП ПО «Север».

Сервер ФГУП ПО «Север» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в формате XML (макет электронного документа 80020, 80030) по электронной почте на сервер АО «АтомЭнергоСбыт».

Сервер АО «АтомЭнергоСбыт» с периодичностью раз в сутки получает от сервера ФГУП ПО «Север» данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки и журналы событий, осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации ОАО «АТС », ОАО «СО ЕЭС » и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы сервера ФГУП ПО «Север», сервера АО «АтомЭнергоСбыт», счетчиков и УСВ.

Сервер ФГУП ПО «Север» синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2 Госреестр № 41681-10, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера ФГУП ПО «Север» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера ФГУП ПО «Север» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера ФГУП ПО «Север» и УСВ-2.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ФГУП ПО «Север» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки, синхронизация часов счетчика и сервера ФГУП ПО «Север» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера ФГУП ПО «Север» на величину более ±1,0 с.

Сервер АО «АтомЭнергоСбыт» синхронизирует время с NTP-сервером точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ». Сравнение показаний часов сервера АО «АтомЭнергоСбыт» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера АО «АтомЭнергоСбыт» и NTP-сервера.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Ход часов компонентов системы 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-Uhom;

• -  сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos j=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  напряжение питающей сети 0,9^/Uhom до 1,1-Uhom,

• -  сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 1ном для ИИК № 9, 10;

• -  сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 8, 11, 12;

• - 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 - 7, 9 - 12 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 8 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 7, 9 - 12 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 8 по ГОСТ 26035-83;

• 7.  Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

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

• -  счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 - 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;

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