АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних за 30-минутные интервалы времени значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета за 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

• - передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

• - предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений (СИ) от аппаратно-программного комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка электрической энергии и мощности;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «АльфаЦЕНТР» номер в Госреестре (далее - №ГР) 44595-10 и включает в себя следующие уровни:

• 1-ый уровень — уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), обеспечивающий измерение физических величин и преобразование их в информационные сигналы, включает в себя 44 ИИК. ИИК включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАЛЬФА кл. т. 0,2S/0,5 по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и по ГОСТ

26035-83 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

• 2- ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 ПС «Означенное-500», устройства синхронизации системного времени (УССВ) 35HVS и каналообразующей аппаратуры.

• 3- ий уровень системы представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «РУСАЛ Саяногорск», включающий в себя сервер базы данных (БД), программное обеспечение «АльфаЦентр», АРМы, УСПД RTU-325, устройство синхронизации времени 35HVS, GSM-модемы и выполняет функции сбора и хранения результатов измерений, а также формирование отчетной информации и взаимодействие со смежными системами.

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. Измерения электроэнергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S² - P²)^0,5. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Далее измеренные значения поступают по каналам связи в УСПД ПС «Означенное-500» (для ИК №№ с 1-го по 8-й) и в УСПД ИВК (для ИК №№ с 9-го по 44-й), где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. С УСПД данные передаются на сервер БД, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

Номинальная функция вычисления электроэнергии W в АИИС КУЭ в каждой точке измерений, кВт^ч (квар^ч) за расчетный период 30 мин, с преобразованием в именованные величины имеет вид:

W=Keх N30Х Ktt х K_Th

где ^ke - внутренняя константа счетчика, выраженная в кВтч /имп., квар^ч/имп.;

^N30 - количество импульсов, накопленное в счетчике за 30 мин.;

^ktt - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока;

^kth - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК, и включающей в себя два УССВ. УССВ оснащено приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. Часы УССВ синхронизированы по сигналам GPS - приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации не более ±0,01 с.

Лист № 3 Всего листов 12 Коррекция часов ИВК и часов УСПД ПС «Означенное-500» производится 1 раз в час при расхождении с часами УССВ, превышающем ±1 с. Коррекция часов счётчиков, установленных на подстанции, осуществляется по часам УСПД ПС «Означенное-500», а коррекция часов счетчиков, установленных на территории ОАО «РУСАЛ Саяногорск» и всего уровня ИВК, осуществляется от часов УСПД ИВК. Коррекция осуществляется один раз в сутки, при достижении расхождения более чем на ± 2 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ ОАО «РУСАЛ Саяногорск»

Состав измерительных каналов (ИК) точек учета электроэнергии приведен в табл. 2.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ ОАО «РУСАЛ Саяногорск»

Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной электроэнергии

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии

где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно 1_Шм 5% (65 %p,65%q), 20% (620 %p,520%q) и 100% (6100 %p,5ioo%q);

W„_:m - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (WpI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI00%, WQI100%) и 120% (WPI120%, WQI120%).

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения электроэнергии и средней мощности за 30 минут.

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха

- сила тока

- напряжение

• - коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

• - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

• - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

• - сила тока, % от номинального (1_ном)

• - напряжение, % от номинального (U_hom)

• - коэффициент мощности [cos (ф), sin (ф)]

• - частота питающей сети, Гц

• 6. Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для силы тока I от 1_ном = 0,05; 0,20; 1;

• - для cos (ф) [sin (ф)] = 0,85 инд., 1, 0,5 емк. и

• - для температуры окружающего воздуха в точках измерений от +5 до +35°С.

• 7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «РУСАЛ Саяногорск» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

• - счетчик EA02RALX-P4-B-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - УСПД RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления t_e = 1 ч;

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления t_e = 2 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством резервных жил оптического кабеля объемом, равном числу рабочих. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «Конфигуратор RTU-325».

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика ведется дата и время следующих событий:

• - отключения и включения питания,

• - величины корректировки его часов,

• - ручного сброса мощности

- включения и выключения режима ТЕСТ ;

б) в журнале событий УСПД дата и время следующих событий:

- параметрирования,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

- входа в режим и выхода из режима подчинения устройству точного времени;

в) в журнале событий ИВК дата и время следующих событий:

- начала регистрации изменений,

- перерывов электропитания,

- потери и восстановления связи со счетчиками,

- несанкционированного изменения ПО и перепараметрирования АИИС КУЭ ,

- программных и аппаратных перезапусков ,

- корректировки часов в УСПД и каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и пломбой спереди;

- путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах ;

- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

• - установка HASP-ключа типа SE/SE2010/UE на коммуникационный сервер и HASP-ключей на модули ПО Лаптоп, Мониторинг и Диспетчер заданий;

• - установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);

• - разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);

• - автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;

• - регистрация входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;

• - регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

• - обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 5 лет.