АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

• 1- ый уровень - информационно-измерительные каналы (ИИК), которые включают 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;

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» (далее по тексту - сервер), устройство дистанционного контроля (далее по тексту - УДК), устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2, зав. номер 2582 (Госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера используется промышленный компьютер HP ProLiant DL120 G7 (зав. номер CZ215203B6) производства фирмы HEWLETT PACKARD с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «АльфаЦЕНТР»), входящим в комплект комплексов измерительно-вычислительных для учета электроэнергии АльфаЦЕНТР (Госреестр номер 44595-10).

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 измерений КО ОРЭМ , региональным подразделениям СО, смежным сетевым организациям, потребителям и продавцам 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.

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.

Сервер ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей», автоматически, в заданные интервалы времени, (30 мин) производит считывание из счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, данных профилей нагрузки и записей из журнала событий. После поступления на сервер считанной информации с помощью внутренних сервисов ПО «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).

Прием запросов и передача данных со счетчиков производится по линиям связи интерфейса RS-485 и локальной вычислительной сети стандарта Ethernet (протокол TCP/IP). При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

Посредством АРМ операторов АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляется обработка информации и последующая передача информации КО ОРЭМ в виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и смежным сетевым организациям, покупателям и продавцам электроэнергии осуществляется с сервера в автоматическом режиме.

АИИС КУЭ оснащена УДК, предназначенным для осуществления контрольного доступа к АИИС КУЭ с целью проверки КО ОРЭМ предоставленных результатов измерений. УДК выполнено на базе серийно выпускаемого контроллера сетевого индустриального СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, сервера.

Сравнение показаний часов сервера и УССВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера и УССВ.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера на величину более чем ±2 с.

лист № 3 Всего листов 9 

Состав информационно-измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3

Таблица 4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• • напряжение переменного тока от 0,98-Uhom До 1,02-Uhom;

• • сила переменного тока от 1ном До 1,2-Ihom, cosj=0,9 инД;

• • температура окружающей среды: 20 °С.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• • напряжение переменного тока от 0,9-Uhom До 1,1-Uhom;

• •  сила переменного тока от 0,01-Ihom До 1,2-Ihom Для ИИК1, 2, 7, 8;

от 0,05-Ihom До 1,2-Ihom Для ИИК 3-6, 9-11;

• • температура окружающей среДы:

• - Для счетчиков электроэнергии от плюс 15 До плюс 35 °С;

• - Для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - Для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1-3, 5 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счетчики ИИК №№ 4, 6-11 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержДенных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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: среднее время наработки на отказ:

• •  счетчики СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов;

• •  счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов; среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика 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 возможность пломбирования;

• •  на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

• •  наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• •  организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• •  защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

лист № 7 Всего листов 9 Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• •  фактов параметрирования счетчика;

• •  фактов пропадания напряжения;

• •  фактов коррекции времени. Возможность коррекции времени в:

• •  счетчиках (функция автоматизирована);

• •  сервере, УДК, АРМ (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

• •  счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

• •  ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.