АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа «ЭКОМ-3000», каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных (сервер БД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

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

Цифровой сигнал с выходов счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью GSM/GPRS-модемов поступает на сервер СД. При отказе основного канала измерительная информация из УСПД поступает по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM (GSM-оператора связи, отличного от основного), на сервер СД.

Данные со счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская», ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая» посредством GSM/GPRS-каналов связи (основного или резервного) передаются непосредственно на сервер СД. Сервер автоматически с интервалом 1 раз в сутки производит опрос всех счетчиков электрической энергии и УСПД и формирует в собственной памяти архивы для хранения данных и архивных данных по учёту и состоянию средств измерений.

На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее результаты измерений поступают на сервер БД, где осуществляется формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.

Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сервер АИИС КУЭ , ежесекундно, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера СД осуществляется при каждом сеансе связи, и при расхождении ±1 с и более , УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.

Сравнение шкалы времени счётчиков, расположенных на ПС «Озинская», ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская», ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая», со шкалой времени сервера СД осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.

Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Документация

Методика поверки__МП 4222-01-7716712474-2017 с Изменением № 1__1

Формуляр ФО 4222-01-7716712474-2017 с Изменением № 1 1

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты.

В журналах событий фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД

• - сервера;

• - защита на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер.