АИИС КУЭ, выполненная на основе комплексов технических средств «Энергия+» (Госреестр № 21001-11) (далее - КТС «Энергия+»), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учёта (ИИК ТУ), включающие в себя 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;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Ивановской ТЭЦ-3, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

• -  измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• -  периодический (один 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 в организации-участники ОРЭМ;

• - обеспечение   защиты   оборудования,   программного   обеспечения   и   данных

от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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);

• - сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

• - предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Лист № 2 Всего листов 9 Принцип действия

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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной 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 единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.

Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета.

Сервер ИВК при помощи базового программного обеспечения (БПО) КТС «Энергия+» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).

С уровня ИВК Ивановской ТЭЦ-3 осуществляется передача XML макетов 80020 по протоколу ftp или по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».

XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются электронно-цифровой подписью (ЭЦП) и передаются в АО «АТС», центр сбора информации (ЦСИ) филиала ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется календарное время.

СОЕВ АИИС КУЭ Ивановской ТЭЦ-3 состоит из часов: приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.

Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) и передает в устройство сервисное один раз в час. Синхронизация часов устройства сервисного происходит непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного происходит непрерывно. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного на величину более чем ±1,6 с.

Сравнение показаний часов сервера ИВК и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и счетчиков на величину более чем ±1 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

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

Примечания:

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

• 2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

• 3. В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^/Ином до 1,02^ином;

• -  сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos j=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от + 15 до + 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  напряжение переменного тока питающей сети 0,9^/Лном до 1,1-ином,

• -  сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;

температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от + 5 °С до + 35 °С;

• - для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 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 устройства для пломбирования;

• -  панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• -  защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• - факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

• - факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

• - формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

• -  отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

• -  перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• -  сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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