Структура и функции ИК АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 полностью аналогичны структуре и функциям ИК первой очереди АИИС КУЭ ПТЭЦ-9. В частности, ИК АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 решают следующие задачи:

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

• - периодический (1 раз в сутки) 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

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

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 (коррекция времени).

АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 построена на базе комплекса программно-технического измерительного ЭКОМ (далее - ПТК), номер по Госреестру 19542-05, входящего в состав первой очереди АИИС КУЭ ПТЭЦ-9.

АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 включает в себя следующие уровни.

Первый уровень - информационно-измерительный комплекс точки измерения (ИИК ТИ) № 66, который включает в себя серийно выпускаемые средства измерений, перечислен-

ные в таблице 1, в которой указаны: наименования измерительных каналов (ИК), соответствующих указанному ИИК ТИ, непосредственно измеряемые величины, типы, классы точности и заводские номера измерительных трансформаторов и счетчика электрической энергии, входящих в состав ИК, номера регистрации указанных средств в Государственном реестре средств измерений.

Таблица 1

Второй и третий уровни АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 построены на базе средств, входящих в состав первой очереди АИИС КУЭ ПТЭЦ-9.

В состав второго уровня - уровня информационно- вычислительного комплекса электроустановки входят:

- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);

- УСПД ЭКОМ-3000, оснащенное устройством синхронизации времени.

Третий уровень АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) включает в себя:

• - технические средства организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

• - компьютер в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированные рабочие мест (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9.

Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 (СОЕВ) на базе GPS-приемника сигналов точного времени, встроенного в УСПД ЭКОМ-3000, обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9.

Первый уровень АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые поступают на соответствующие входы соответствующего счетчика элек-три-ческой энергии. Счетчик с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчета средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выхода счетчика поступает на вход УСПД, которое выполняет следующие функции:

• - сбор измерительной и диагностической информации;

• - контроль достоверности измерительной информации;

• - ведение журнала событий УСПД;

• - предоставление доступа к собранной информации и журналам событий;

• - периодическую синхронизацию времени в УСПД и счетчике электроэнергии.

Среднюю активную/реактивную электрическую мощность и приращение актив-ной/реактивной электрической энергии на интервале времени усреднения 30 минут для каждого ИК вычисляют путем умножения данных профиля нагрузки счетчика этого ИК за рассматриваемый получасовой интервал на соответствующие коэффициенты.

Второй уровень АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 обеспечивает:

• - диагностику работы технических средств;

• - хранение данных о состоянии средств измерений;

• - предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

• - аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Третий уровень АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 обеспечивает:

• - автоматический сбор и хранение результатов измерений;

• - автоматическую диагностику состояния средств измерений;

• - контроль достоверности результатов измерений;

• - формирование архива измеренных величин;

• - формирование архива технической и диагностической информации;

• - доступ к коммерческой информации;

• - доступ к технологической и диагностической информации;

• - формирование сальдо по электропотреблению;

• - контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9;

• - подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в ОАО «АТС» по электронной почте;

• - заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в ОАО «АТС» по электронной почте;

• - доступ ИАСУ КУ ОАО «АТС» к информации АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 в рамках процедуры технического контроля.

СОЕВ АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних таймеров счетчиков, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник, входящего в состав УСПД. GPS-приемник считывает единое астрономическое время по Гринвичу. В УСПД используется программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Время УСПД синхронизировано со временем GPS-приемника: сравнение времени GPS-приемника со временем УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера баз данных и счетчиков электрической энергии. Сличение времени сервера баз дан-

Лист № 4 Всего листов 7 ных со временем УСПД осуществляется каждые 2 мин, при расхождении времени сервера баз данных и УСПД на ± 2 с происходит корректировка времени сервера баз данных. Сличение времени счетчиков электрической энергии со временем УСПД осуществляется каждые 30 мин, при расхождении времени счетчика со временем УСПД на ± 3 с происходит корректировка времени счетчика, но не чаще чем 1 раз в сутки.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение Программное обеспечение АИИС КУЭ -2 ПТЭЦ-9 включает в себя:

• • пакет стандартного ПО - ОС «Windows 2003 Server RUS», СУБД «Windows SQLServer 2000», MS Office Pro 2003 RUS, и

• • пакет специализированного ПО - программный комплекс «Энергосфера». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Энергосфера» - файла «Сервер опроса», оформленные в соответствии с МИ 3290-2010, представлены ниже в таблице 2. Уровень защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010;

• • ПО, входящее в состав АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9, не влияет на метрологические характеристики системы.

Таблица 2

Комплектность средств измерений АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 определена в документе: «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» (АИИС КУЭ ПТЭЦ-9). Дополнение № 1 к эксплуатационной документации 55181848.422222.111 ФО ». В комплект входит техническая документация на АИИС КУЭ-2 ПТЭЦУ-9 и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки МП 75-263-2010 .

Общее количество ИК в составе АИИС КУЭ-2 - два, ИК № 162 и ИК № 163.

Класс точности измерительных трансформаторов тока, входящих

в состав АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9                                   0,2S

Класс точности измерительных трансформаторов напряжения ,

входящих в состав АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9                           0,5

Класс точности счетчика электрической энергии, входящего в состав

АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9, при измерении активной/реактивной энергии      0,2S/0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и

обработки данных, %                                                 ± 0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления

приращения электрической энергии , %                               ± 0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, %                                              ± 0,01

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения

текущего времени, с                                                   ± 5

Доверительные границы ± 5 относительной погрешности ИК АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 при измерении электрической энергии и средней мощности при доверительной вероятности 0,95 представлены в графе 5 таблицы 1.

Условия эксплуатации АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9:

- напряжение электропитания - стандартная сеть переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 220 В;

• - мощность, потребляемая отдельным компонентом системы, не более 50 Вт;

• - температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков системы в соответствии с эксплуатационной документацией на эти средства;

• - температура окружающей среды для УСПД, сервера баз данных и АРМ АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9 от 10 до 40 ^ОС.

Показатели надежности компонентов ИК АИИС КУЭ-2 ПТЭЦ-9:

• - средняя наработка на отказ счетчика типа СЭТ-4ТМ.03 90 000 ч;

• - средняя наработка на отказ УСПД не менее 75 000 ч.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

• •   в журнале событий счетчика:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике;

• •   в журнале событий УСПД:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• - коррекции времени вУСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• •   механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

• -  электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• - УСПД;

• -  сервера;

• •   защита информации на программном уровне:

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

• -  установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• -  установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.