АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ и ЗАО «Витимэнергосбыт» для проведения расчетов на оптовом рынке электроэнергии;

• -  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);

• - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «АльфаЦЕНТР» номер по государственному реестру (далее - № ГР) 44595-10 и включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень системы - состоит из 16 информационно-измерительных комплексов

(ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, трехфазные многофункциональные счетчики электрической энергии Альфа A1802,   кл. т. 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и по

ТУ 4228-011-29056091-11 (в части реактивной электроэнергии).

• 2- ой уровень системы - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) состоит из шести УСПД RTU-325, двух устройств синхронизации системного времени (УССВ) подключенных к УСПД, технических средств для

организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи.

• 3-ий уровень системы - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора и передачи данных Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее - КБЕ ЗАО «Полюс») на базе комплекса измерительно-вычислительного учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». ИВК выполняет функции сбора и хранения результатов измерений и информации, их обработку и архивирование, а также формирует отчетную информацию, обеспечивает доступ к ней и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии.

ИВК включает в себя сервер сбора и передачи данных на основе УСПД RTU-327 и подключенное к нему УССВ, сервер базы данных (БД), аппаратуру приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети, электрические и оптические линии связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) должностных лиц КБЕ ЗАО «Полюс».

В состав программного обеспечения ИВК, помимо операционной системы, входит специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» в комплекте с системой управления базой данных (СУБД) Oracle Database 11g, необходимое для реализации всех функций ИВК работы с данными.

Первичные токи и напряжения контролируемого присоединения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии, где мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По цифровому сигналу производится вычисление значений активной и реактивной мощностей, усредненных за период основной частоты сигналов.

Усреднение значений активной и реактивной мощности и вычисление приращений активной и реактивной электрической энергии в счетчике производится за интервал времени, равный 30 мин.

УСПД RTU-325 считывает приращения электрической энергии в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляет сбор служебной информации и хранение, полученных данных, обеспечивает автоматическую синхронизацию часов счетчиков электрической энергии.

Далее измеренные величины и служебная информация от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с АРМ и организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя УССВ-16HVS в составе УСПД. УССВ подключены непосредственно к УСПД RTU-325L ИВКЭ № 1 и № 2, а также к серверу сбора и передачи данных на базе УСПД RTU-327L серверного шкафа АИИС КУЭ. Часы этих УСПД синхронизируются УССВ (на базе приемника Garmin GPS-35), по сигналам точного времени, принимаемым от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Проверка осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении, превышающем ±2 с.

Эти УСПД синхронизируют часы подчиненных УСПД RTU-325L. Сервер сбора и передачи данных синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 3, № 4 и № 5, а УСПД ИВКЭ № 6 синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 2. Проверка осуществляется каждые 30 минут,

Лист № 3 Всего листов 10 коррекция производится при расхождении часов УСПД более ±1 с. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов счётчиков производится при достижении расхождения с часами УСПД, превышающем ± 2 с. Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с. 

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в табл. 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в табл. 3 и 4.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети от^{носительно 1}ном ²% (⁶2%P, ⁶2%Q⁾, ⁵% (⁶5%P, ⁶5%Q⁾, ²⁰% (⁶20%P, ⁶20%Q^{) и 100}% (⁶100%P, ⁶100%Q^);

W_U3M - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPI5%, WQI5%), 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI00%, WQI100%) и 120% (WPI120%, ^WQI120%^).

Примечания:

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

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  - температура окружающего воздуха - сила тока	20±5 °С 1±0,2 1ном
  - напряжение - коэффициент мощности ^os ф) - частота питающей сети, Гц	1±0,02 Uhom 0,9 инд от 49 до 51

5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

• - для I от 0,02 1ном до 1,2 1ном;

• - для cos ф от 0,5 инд. до 1 и

• - для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на ана-

логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на аналогичный соответствующего утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на Красноярское БЕ ЗАО «Полюс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

• - счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления t_e = 1 ч;

• - УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,9999, среднее время восстановления t_e не более 168 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со

Лист № 7 Всего листов 10 счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью программных средств ПО «АльфаЦЕНТР».

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

- параметрирования ,

- попыток несанкционированного доступа,

- изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени ,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

- перерывов питания ;

б) в журнале событий УСПД:

- даты начала регистрации измерений,

- перерывов электропитания ,

- потери и восстановления связи со счетчиками ;

- программных и аппаратных перезапусков ,

- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике ,

- изменения ПО и параметрирования УСПД ;

в) в журнале событий ИВК:

- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

- перерывов электропитания ,

- потери и восстановления связи со счетчиками ,

- программных и аппаратных перезапусков ,

- корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике. Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- путем пломбирования трансформаторов тока, промежуточных клеммников расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

- путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;

- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

- установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);

- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);

- разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;

- автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;

- регистрация входа (выхода ) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фак -тов попыток нарушения доступа;

- регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности ;

- обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.

Глубина хранения информации:

- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 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 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств изме -рений - не менее 5 лет.