АИИС КУЭ, выполненная на основе системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления Пирамида (далее по тексту - ИИС «Пирамида») (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

• 1- ый уровень - 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;

• 2- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных Ижевской ТЭЦ-2, устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - 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);

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

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

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

• - передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

• - 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);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков 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 минут.

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.

Сервер базы данных Ижевской ТЭЦ-2 по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики и считывает 30минутные профиль мощности, параметры электросети, а также журнал событий. Далее сервер базы данных Ижевской ТЭЦ-2 при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер базы данных Ижевской ТЭЦ-2 в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер базы данных Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5». Сервер базы данных сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных Ижевской ТЭЦ-2 на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-2, счетчиков, серверов баз данных Ижевской ТЭЦ-2, Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5». УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника один раз в сутки.

Сравнение показаний часов серверов баз данных Ижевской ТЭЦ-2, Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных Ижевской ТЭЦ-2, Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов серверов базы данных Ижевской ТЭЦ-2, Удмуртского филиала ОАО «ТГК-5».

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера базы данных Ижевской ТЭЦ-2 происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера базы данных Ижевской ТЭЦ-2 осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера базы данных Ижевской ТЭЦ-2 на величину более чем ± 2 с.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3

Продолжение таблицы 3

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 относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 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 плюс 15 до плюс 25 °С.

• 5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;

• -  сила тока от 0,014ном до 1,2-1ном для ИИК № 11, 15, 16, 18, от 0,054ном до 1,2-1ном для ИИК № 1 - 10, 12 - 14, 17;

температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 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, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83.

• 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

• - УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• -  для счетчиков 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, УВС-2, 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 счетчиков следующих событий

• - фактов параметрирования счетчиков;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  счетчики электроэнергии EPQS -при отключении питания - не менее 10 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

• - не менее 3,5 лет.

лист № 10 Всего листов 11