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 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 - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05), устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», УСВ 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:

• - 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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);

- сбор , хранение и передачу журналов событий счетчиков;

- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ ( по запросу).

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 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах.

УСПД, установленные на ПС №525 110/10 кВ, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики. 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 ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

Данные измерений. а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК ТИ. ИВКЭ (журналы событий. статусы работоспособности ИИК ТИ) в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на сервер ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».

Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений. получаемых от сервера ПАО «Ленэнерго» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (БД).

Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение. оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» с электронной подписью субъекта ОРЭ. АО «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 ПАО «Ленэнерго». ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1 и УСВ-2, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 и УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго». ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи. но не реже одного раза в час. Синхронизация часов серверов ПАО «Ленэнерго». ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго». ООО «РКС-энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1, 2 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД ИИК 1, 2 и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго » происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго » на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-2.

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

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

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 погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 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^/Ином до 1,1-ином;

• -  сила тока от 0,01 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 ИИК № 1 - 2 по ГОСТ 30206-96, ИИК № 3 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 2 по ГОСТ 26035-83,ИИК № 2 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена

Лист № 7 Всего листов 9 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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

- счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;

- УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

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

- УСВ-1 - 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, 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 Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М - 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.