АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 20 измерительных каналов (ИК).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительные каналы точек учета (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) с установленным серверным программным обеспечением (программный комплекс «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В состав ИВК входит вспомогательное оборудование - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы, а также АРМ энергосбытовой компании.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

• - сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;

• - периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;

• - автоматическое сохранение 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 (АРМ);

- возможность предоставления по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

• - обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подписью);

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

• -  обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;

• - автоматическое выполнение измерений времени (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Первичные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

На сервере БД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируется в файлы формата ХML. Файлы данных не реже 1 раза в сутки автоматически направляются на АРМ энергосбытовой компании по электронной почте в формате ХМЬ.

Дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется от АРМ энергосбытовой компании по каналу связи сети Internet в формате ХML в соответствии с регламентами ОРЭМ. Передача информации в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью энергосбытовой компании.

Информация с сервера БД может быть передана на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. В состав УСПД, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-04 (Рег. № 17049-04), включен модуль, обеспечивающий прием сигналов точного времени часов УСПД. УСПД осуществляет синхронизацию часов сервера и измерительных компонентов системы. Сличение шкалы времени ИВК и УСПД происходит не реже 1 раза в 60 минут. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД происходит каждые 30 мин. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении шкал времени более ±1 с, но не чаще чем один раз в сутки.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 -

Продолжение таблицы 4

Состав измерительных каналов точек учета АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

■'Г

ческие характеристики ИК

условиях,%

Метрологические характеристики ИК

условиях,%

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;

- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электроэнергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках электроэнергии;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).