АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений и включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень -информационно-измерительный комплекс (ИИК) - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) классов точности 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01, ПСЧ-4ТМ.05М.04 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии, класса точности 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ HP Proliant DL120 G5p, автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала на базе ЭВМ Intel Pentium 4 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков 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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналу Ethernet поступает в сервер ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера АИИС КУЭ посредством сети Internet (основной канал) или посредством сотовой связи через GSM-модем (резервный канал).

Используемое в составе АИИС КУЭ программное обеспечение «Альфа-Центр» позволяет производить сбор данных с ИИК, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять передачу данных в смежные системы, в том числе в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Воронежское РДУ, ОАО «АТС», отображать с помощью АРМ эти данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получасовой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию на печать.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем приемника, погрешность синхронизации не более 0,1 с, сличение времени осуществляется каждые 30 мин и коррекция выполняется при расхождении времени ± 1с. Коррекция времени счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении со временем сервера ± 3 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики.

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) Uhom; ток (1 -е- 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °C;

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) ином; ток (0,05ч 1,0) Ihom, coscp = 0,8 инд.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 40 до + 60 °C; для сервера от +15 до + 35 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающей среды для счетчиков электроэнергии в точках измерений №1, 2 - от 0 до + 35°С; в точках измерений № 3-5 - от минус 20 до + 35°С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01, ПСЧ-4ТМ.05М.04 по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

• - электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.04 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

• - сервер (параметры надежности Кг= 0,99, tB = 1 час).

Надежность системных решений:

• - резервирование питания ИВК с помощью устройства АВР и двух независимых источников питания с возможностью автоматического переключения с одного источника на другой и обратно;

• - резервирование питания электросчетчиков.

В журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

• - факты параметрирования;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• - факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени);

• - отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

• - отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - пропадание напряжения.

• - журнал ИВК:

• - факты параметрирования;

• - факты пропадания напряжения;

• - факты коррекции времени - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

• - ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

• - ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений;

• - установка текущих значений времени и даты;

• - попытки несанкционированного доступа;

• - факты связи с ИВК, приведшие к каким-либо изменениям данных;

• - перезапуск ИВК (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);

• - отключение питания.

Организационные решения:

• - наличие эксплутационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной колодки;

• - сервера;

• - наличие защиты на программном уровне:

• - информации:

• - при передаче результатов измерений;

• - при параметрировании:

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Защита программного обеспечения (ПО) «Альфа-Центр» обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность проведения измерений следующих величин:

• - приращений активной электроэнергии;

• - приращений реактивной электроэнергии;

• - времени и интервалов времени;

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений - 30-ти минутных приращений (функция автоматизирована);

• - сбора -1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации о результатах измерения:

• - в смежные организации:

• - в ПАК ОАО «АТС» (в автоматическом режиме) с сервера АИИС КУЭ посредством сети Internet (основной канал связи) и сотовой связи с использованием GSM-модема TELEOFIS RX-100R Com GPRS (резервный канал связи);

• - в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Воронежское РДУ (в автоматическом режиме) с сервера АИИС КУЭ посредством с сети Internet (основной канал связи) и сотовой связи с использованием GSM-модема TELEOFIS RX-100R Com GPRS (резервный канал связи).

Глубина хранения информации :

• - электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

• - сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.