АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестра № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

• 1- ый уровень - информационно-измерительный комплекс, включающий 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-28), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее приемник GPS-сигналов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) на базе рабочей станции HP Proliant ML370 с установленным серверным программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) с установленным клиентским программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода.

Сервер ИВК, АРМ оператора АИИС и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" с помощью сетевого оборудования и поддерживают стек протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (не реже 1 раза в сутки) 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;

Лист № 2 Всего листов 10

- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485, волоконно-оптической линии связи и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в УСПД, где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации. С помощью стека протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet осуществляется передача накопленных данных на СБД АИИС КУЭ.

СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сигналы точного времени формируются функционально законченным устройством синхронизации системного времени (УССВ) на основании сигналов GPS от GPS-приемника устройства синхронизации системного времени (УССВ).

Сличение шкалы времени УСПД и сигналов УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД с сигналами УССВ происходит с периодичностью 10 минут при расхождении на величину более ±2,0 с.

Сличение шкал времени счетчиков, СБД со шкалой времени УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкал времени счетчиков, СБД с УСПД происходит при расхождении шкал времени счетчиков, СБД на величину более ±2,0 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и УСПД.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Продолжение таблицы 4

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО "СУАЛ" филиал "ВгАЗ-СУАЛ" приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3

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

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%..

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

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

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;

• •   сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos j=0,9 инд;

• •  температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• •  напряжение питающей сети 0.⁽>ином до 1,1-ином,

• •  сила тока от 0,01 1ном до 1.2 1ном

• •  температура окружающей среды:

• • для счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С;

• • для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• • для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• • для УСПД и сервера от плюс 10 до плюс 30°С.

• 6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С;

• 7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 524252005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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:

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

• • счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА - не менее 80000 часов;

• • УСПД RTU-325 - не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика Тв < 2 часа;

• •  для УСПД Тв < 2 часа;

• •  для сервера Тв < 0,5 часа;

• •  для GSM модема Тв < 1 час.

• •  для компьютера АРМ Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• • клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• • панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• • наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере;

• • организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• •  защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• •  фактов параметрирования счетчика;

• • фактов пропадания напряжения;

• •  фактов коррекции времени.

Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:

• •  фактов параметрирования;

• • фактов пропадания напряжения;

• •  фактов коррекции времени. Возможность коррекции времени в:

• •  счетчиках (функция автоматизирована);

• • УСПД (функция автоматизирована); Глубина хранения информации:

• • счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

• • счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 336 суток, при отключении питания до 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 3,5 лет;

• • ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.