АИИС КУЭ 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 - 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), который включает в себя устройства сбора и обработки данных (УСПД), клиентский АРМ подстанции (IBM-совместимый компьютер с программным обеспечением), 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 нижнего уровня, ее обработку и хранение;

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на базе Комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), номер в Госреестре 45048-10, 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.

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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Устройство сбора и передачи данных RTU-325H, номер в Госреестре 44626-10, автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит опрос, считывание, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков и приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные результатов измерений, приведенные к реальным значениям (коммерческимй график нагрузки), и журналы событий счетчиков заносятся в энергонезависимую память УСПД.

Клиентский АРМ подстанции с установленным на нем однопользовательским ПО «АльфаЦЕНТР PE» автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческих графиков нагрузки и записей журнала событий, производит их обработку и помещает в энергонезависимую базу данных. Клиентский АРМ подстанции позволяет формировать и просматривать отчетные документы по потреблению электроэнергии по каждому ИИК и подстанции в целом.

ИВК на базе Комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), номер в Госреестре 45048-10, установленный в Центре сбора и обработки данных (ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга, автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческих графиков нагрузки и записей журнала событий. При помощи прикладного ПО данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую базу данных ИВК.

Обмен информацией между счетчиками и УСПД осуществляется по проводной линии с использованием интерфейса RS-485. Обмен информацией между УСПД и клиентским АРМ подстанции осуществляется по проводной линии с использованием сети Ethernet. Для обмена информацией между УСПД и ИВК ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга в качестве основного канала используется волоконно-оптическая линия связи, в качестве резервного -сотовая связь GSM.

Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью. Также информация направляется в ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) по волоконно-оптической линии связи (основной канал) или по спутниковой связи (резервный канал).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), УСПД, счетчиков, клиентского АРМ, ИВК ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга. УСВ реализовано на базе GPS-приемника модели GPS35 HVS производства компании «Garmin», который формирует импульсы временной синхронизации и точное значение времени. УСВ непосредственно подключено УСПД, что обеспечивает ход часов УСПД не хуже ± 10 мс.

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

Сравнение показаний часов клиентского АРМ подстанции и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов клиентского АРМ подстанции и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов клиентского АРМ подстанции и УСПД на величину более чем ± 1 с.

Синхронизация часов ИВК ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга осуществляется в соответствии с описанием типа на Комплексы измерительно -вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), номер в Госреестре 45048-10.

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3

Таблица 4

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

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИИК 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^U_hom до 1,02-U_hom;

• -  сила переменного тока от 1_ном до 1,2-I_hom, cosj=0,9 инд;

• -  частота переменного тока 50 Гц;

• - температура окружающей среды: 20 °С.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  напряжение переменного тока от 0,9^и_ном до 1,1-U_H0M;

• -  сила переменного тока от 0,01-1_ном до 1,2-1_ном для ИИК № 1, 2, 5 - 14, от 0,05-1_ном до 1,2-1ном для ИИК № 3, 4;

• - частота переменного тока от 48,8 до 50,2 Гц. 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;

• - магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.

• 5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики 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 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 Альфа А1800 - не менее 120000 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 крышки на лицевой панели счетчика;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, 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).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• - попытки несанкционированного доступа;

• - фактов параметрирования счетчика;

• - фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

• - фактов коррекции времени;

• - перерывов питания. Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД, АРМ (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии Альфа А1800 (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях) - не менее 172 суток, при пропадании питания - не менее 5 лет;

• - УСПД (коммерческий график нагрузки) - не менее 45 дней, при пропадании питания -не менее 5 лет;

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