АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 17 измерительных каналов (ИК).

ИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее -ИИК), в состав которых входят измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД и/или сервер) с установленным программным обеспечением (ПО «АльфаЦЕНТР»), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов 16HVS, подключенный к СБД, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

АРМ представляет собой компьютер типа IBM РС настольного исполнения с операционной системой Wrndows и с установленным прикладным ПО «АльфаЦЕНТР», реализующим необходимую функциональность ИВК.

В качестве СБД используется сервер с установленным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР».

АИИС КУЭ обеспечивает:

• - автоматическое выполнение измерений активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;

• - сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;

• - автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

• - периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;

• - хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);

• - обработку, формирование и передачу результатов измерений в виде файлов ХМ1.-формата по электронной почте;

• -   обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;

- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;

- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;

- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерений, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны ИВК;

- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.

Первичные фазные токи и напряжение преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы СБД осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (GPRS соединение) и/или Ethernet (счетчик - каналообразующая аппаратура - СБД).

СБД автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.

На СБД при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» производится обработка измерительной информации (вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), ее хранение, накопление и отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям.

На СБД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы сохраняются на «жестком» диске.

Информация с СБД может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия и/или по сотовой GSM связи (GPRS соединение).

Передача данных в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК (в том числе АРМ энергосбытовой компании) через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов ХМЬ-формата, сформированных в соответствии с регламентами ОРЭМ с использованием электронной подписи (ЭЦП субъекта рынка).

ИВК АИИС КУЭ имеет возможность производить сбор, обработку, хранение, отображение и передачу измерительной информации, поступающей от АИИС КУЭ предприятий-потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов ОРЭМ и других организаций (далее - АИИС КУЭ сторонних организаций).

Данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают с АИИС КУЭ сторонних организаций на ИВК в виде файлов XML-формата, в соответствии с регламентами ОРЭМ, по электронной почте. ИВК сохраняет принятую

информацию в базе данных и передает ее в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) Администратора торговой системы, информационные системы региональных диспетчерских управлений АО «СО ЕЭС», информационные системы иных заинтересованных организаций (смежных субъектов ОРЭМ), смежных электросетевых организаций и т.п.) в порядке, установленном регламентами ОРЭМ.

СБД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов, в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят приемник GPS-сигналов 16HVS (в составе УССВ-16HVS), часы СБД ИВК и счетчиков.

УССВ-16HVS непрерывно принимает метки времени шкалы точного времени иТС от спутниковой навигационной системы и посредством интерфейса RS-232 передает их в СБД ИВК. Сличение шкалы времени СБД и меток времени УССВ происходит с цикличностью один раз в 15 минут. Коррекция шкалы времени СБД осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени UTC более чем на ±1 с.

Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени СБД производится каждый сеанс связи СБД со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени СБД более чем на ±1 с. Коррекция шкалы времени счетчика осуществляется не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчиков и СБД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую была скорректирована шкала времени счетчиков и СБД.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 -

П Продолжение таблицы 5

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

П Продолжение таблицы 2

П Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 3___________________________________________________________

Примечания:

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

• 2    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

• 4   Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 5   Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице

2, - активная, реактивная.

• 6   Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 4

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электроэнергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках электроэнергии;

- пароли на сервере и АРМ, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).