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;

• - периодический (1 раз в 30 минут, 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 по запросу от аппаратно-программного комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

• - 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) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень системы - состоит из 3-х информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности K_T = 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности K_T = 0,5 или K_T = 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 K_T = 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и Кт = 0,5 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;

• 2- ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;

• 3-ий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (ИКМ), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной 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 московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и журнала событий.

Далее ИКМ «Пирамида» Нового блока Абаканской ТЭЦ при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и передачу поступающей информации на сервер БД по каналу связи сети Ethernet. Из сервера БД информация по корпоративной сети передачи данных передаётся в ИВК АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Далее ИВК АО «Енисейской ТГК (ТГК-13)» осуществляет хранение данных, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации, подписанной электронно-цифровой подписью Коммерческому оператору и другим организациям-участникам оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Часы УСВ-3 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. Синхронизация часов ИВК осуществляется по часам подключенного к нему УСВ-3 непрерывно, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК с часами УСВ-3 более чем на ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 60 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±2 с. По часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется один раз в 60 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в таблице 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в таблице 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 2 % (62 %р, 62%q), 5 % (65%p, 65%q), 20 % (620%P, 620%Q) и 100% (6100%P, 6100%Q) от

W_H3M - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (W_PI2%, Wq_I2%), 5% (W_PI5%, Wq_I5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI100%, WQI100%) и 120% (WPI120%, WQI120%).

Примечания:

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

• 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-ветствующие вероятности 0,95.

• 3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4 Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  20±5 °С

  1±0,2 1ном

  1±0,02 Uhom

  0,5 инд. - 1 - 0,5 от 49 до 51

• - температура окружающего воздуха

• - сила тока

• - напряжение

  емк.

• - коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 5 Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  от -40 до +50

  от -40 до +70

  от Iмин до 120

  от 90 до 110 0,5 инд. - 1 - 0,8 от 49 до 51

• - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

• - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

• - сила тока, % от номинального (1_ном)

• - напряжение, % от номинального (U_hom)

  емк.

• - коэффициент мощности (cos ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 6 Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для I от 0,02 1ном до 1,2 1ном;

• - для cos ф от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.

- 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 анало-логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-численных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

• - трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы с = 30 лет;

• - счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы t_cn = 32 года.

• - УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

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

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее К_Г = 0,999, среднее время восстановления t_e = 2 ч. Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи.

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

• - параметрирования,

• - корректировки системного времени,

• - отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - б) в журнале событий УСПД:

• - параметрирования,

• - пропадания и включения питания

• - изменения даты и времени

в) в журнале событий ИВК:

• - несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

• - потери и восстановления связи со счетчиками и УСПД,

• - корректировки системного времени (расписание).

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой спереди;

• - путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

• - путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;

• - 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 паролей на счетчиках. УССВ, сервере БД, АРМ;

• - разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;

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

• - защита результатов измерений при передаче.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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