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

себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 28822-05, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида», устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

ИК № 15-16, 21, 24 состоят из двух уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида», устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а так же совокупность аппаратных, каналообра-

Лист № 2

Всего листов 12 зующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 13-14 посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее по локальной вычислительной сети предприятия результаты измерений передаются на сервер БД.

Цифровой сигнал с выходов счетчика для ИК № 15-16, 21, 24 по линиям связи поступает на входы сервера баз данных, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС», ОАО «Генерирующая компания», ОАО «ТГК-16», ОАО «Татэнергосбыт» (по согласованию), ОАО «КАЗАНЬОРГСИНТЕЗ», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента) через каналы связи.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Казаньоргсинтез» с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 55977 от 08.07.2014 г., регистрационный № 44927-14 взаимодействует посредством информационного обмена по электронной почте с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 40893 от 01.11.2010 г., регистрационный № 45275-10 и с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «ТГК-16» -«Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь), свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.007.А № 58450 от 24.04.2015 г., регистрационный № 60384-15. Полученные данные от сервера АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», в формате xml, импортируются в БД АИИС КУЭ ОАО «Казаньоргсинтез»

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, подключенным к серверу БД, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/GLONASS-приемника. Ход часов УСВ-2 не более ±0,1 с.

Сличение времени УСПД со временем сервера БД происходит при каждом обращении к серверу, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени сервера с временем УСПД на величину более ±2 с.

Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходит при каждом обращении к счётчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счётчиков с временем УСПД на величину более ±1 с.

Сличение времени счетчиков на подстанциях не оборудованных УСПД со временем СБД происходит при каждом обращении к счётчику, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка

Лист № 3 Всего листов 12 времени осуществляется при расхождении времени счётчиков с временем сервера БД на величину более ±2 с.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов (реактивная энергия)

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

• - параметры сети:

-диапазон напряжения (0,9 - 1,1) ином;

-диапазон силы тока (0,01 - 1,2) 1ном,

-частота (50±0,2) Гц;

-коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды:

-ТТ и ТН от минус 45 °C до плюс 40 °C;

-УСПД СИКОН С70 от плюс 5 до плюс 35 °С;

-счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °C;

-сервера БД от плюс 10 °C до плюс 30 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

• - для ТТ и ТН:

• - параметры сети:

• - диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ин1;

• - диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2) 1н1;

• - коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• - частота - (50 ± 0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.

• - для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети:

• - диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин2;

• - диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2;

• - коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• - частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха от плюс 15 °C до плюс 35 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,9; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °C до плюс 35 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Казаньоргсинтез» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,25 ч.

Надежность системных решений:

• -  защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• -  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• -  журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• -  журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• -  журнал сервера БД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• -  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера БД;

• -  защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - электросчетчика;

• - УСПД;

• - сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• - измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  УСПД СИКОН С70 - 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;

• -  сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за 3,5 года (функция автоматизирована).