АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «Альфа Центр» (Госреестр № 44595-10) как иерархическая автоматизированная система, состоящая из трех уровней.

• 1- ый уровень — уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), обеспечивающий измерение физических величин и преобразование их в информационные сигналы, включает в себя 14 ИИК. Каждый ИИК состоит из:

• - счетчика электрической энергии Альфа А1802 (Госреестр № 31857-06) производства компании ООО «Эльстер Метроника»;

• - измерительных трансформаторов тока и напряжения4

• - вторичных измерительных цепей.

• 2- ой уровень — уровень ИВК электроустановки (ИВКЭ), обеспечивающий сбор данных с уровня ИИК, частичное хранение и передачу данных на уровень ИВК, включает в себя:

• - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 31857-06) производства компании ООО «Эльстер Метроника»;

• - устройство синхронизации системного времени (УССВ) и

• - каналообразующую аппаратуру.

• 3- ий уровень — уровень ИВК, обеспечивающий хранение и передачу данных смежным субъектам, полученных с уровня ИВКЭ, включает в себя существующий уровень ИВК филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТКГ (ТГК-13)».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя одно УССВ в составе УСПД и другое УССВ в составе ИВК. 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. По часам УССВ осуществляется коррекция внутренних часов сервера ИВК и УСПД. По часам УСПД осуществляется коррекция часов счетчиков. Сличение часов сервера ИВК (УСПД) с часами УССВ выполняется 1 раз в минуту, корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера ИВК (УСПД) с часами УССВ более чем на ±1с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД не реже одного раза в 30 минут, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная» 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 (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков.

Схемы пломбировки от несанкционированного доступа.

На уровне ИИК схемы пломбировки ИК ИС приведены на рис. 1, 2 и 3.

Рис. 1 — Пломбировка счетчиков Альфа А1802

Рис. 2 — Трансформатор тока ТШП-0,66         Рис. 3 — Шкаф учета

На уровне ИВКЭ схемы пломбировки ИК ИС приведены на рис. 4, 5 и 6.

Рис. 4 — Шкаф кроссовочный

Рис. 5 — Разветвитель интерфейса RS-485

Рис. 6 — УСПД RTU-325

На уровне ИВК схемы пломбировки ИК ИС приведены на рис. 7, 8 и 9.

Рис. 7 — Коробка испытательная КИ-10

Рис. 8 — Блок БИН-К модуля ПКУ-10-К «Контакт»

Рис. 9 — Пломбирование сервера АИИС КУЭ

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная»

⁾- согласовывается с Заказчиком .

Состав измерительно-информационных комплексов точек учета электроэнергии приведен в табл. 2.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная»

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

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК.

Пр имечания:

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

• 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	20±5 °С 1±0,2 ном
  - напряжение - коэффициент мощности (cos ф) - частота питающей сети, Гц	1±0,02 Uном 0,9 инд от 49 до 51

5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

6. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 1_ном; cosф = 0,8 инд. и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +10 до +30°С.

• 7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 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. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

• - счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

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

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99996, 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 сети сотовой связи стандарта GSM. 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 программных средств ПО «Альфа Центр».

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

• - параметрирования,

• - попыток несанкционированного доступа,

• - изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

- перерывов питания;

б) в журнале событий УСПД:

- даты начала регистрации измерений,

- перерывов электропитания,

- потери и восстановления связи со счетчиками;

- программных и аппаратных перезапусков,

- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике,

- изменения ПО и параметрирования УСПД;

в) в журнале событий ИВК:

- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

- перерывов электропитания,

- потери и восстановления связи со счетчиками,

- программных и аппаратных перезапусков,

- корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-путем пломбирования трансформаторов тока, пунктов коммерческого учета ПКУ-10 «Контакт», промежуточных клеммников расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

-путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;

-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 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);

- разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;

- 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 3,5 лет.