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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Измерительные каналы (ИК) № 35-39, 42, 43, 67-68 состоят из трех уровней:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ-2) (Рег. № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

ИК № 1-6, 15, 16, 24, 60-62, 65, 66 состоят из двух уровней:

• 1- й уровень - ИИК, которые включают в себя измерительные ТТ, измерительные ТН и счетчики по, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень - ИВК, включающий в себя сервер БД АИИС КУЭ, АРМ, ПО «Пирамида 2000», УСВ-2, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих 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 минут.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 35-39, 42, 43, 67-68 посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и далее по локальной вычислительной сети предприятия результаты измерений передаются на сервер БД.

Цифровой сигнал с выходов счетчика для ИК № 1-6, 15, 16, 24, 60-62, 65, 66 по линиям связи поступает на входы сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На сервере БД осуществляется хранение результатов измерений, формирование и отправка отчетов по электронной почте в ООО «ПЭСТ».

Передача информации в АО «АТС», АО «Татэнергосбыт» осуществляется от АРМ ООО «ПЭСТ» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ взаимодействует посредством информационного обмена по электронной почты с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (периметр потребления с Казаньоргсинтез)  (Рег.  №  75846-19), системой автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь) с Изменением № 1 (Рег. № 60384-16) и с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Сетевая компания» КЭС (Рег. № 56170-14). Полученные данные от серверов БД систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности, перечисленных выше, в формате xml, импортируются в сервер БД АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. Ход часов УСВ-2 не более ±0,1 с. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД 1 раз в час.

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

Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счётчиков со временем УСПД на величину более ±1 с.

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

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

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 минут.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 35-39, 42, 43, 67-68 посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и далее по локальной вычислительной сети предприятия результаты измерений передаются на сервер БД.

Цифровой сигнал с выходов счетчика для ИК № 1-6, 15, 16, 24, 60-62, 65, 66 по линиям связи поступает на входы сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На сервере БД осуществляется хранение результатов измерений, формирование и отправка отчетов по электронной почте в ООО «ПЭСТ».

Передача информации в АО «АТС», АО «Татэнергосбыт» осуществляется от АРМ ООО «ПЭСТ» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ взаимодействует посредством информационного обмена по электронной почты с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (периметр потребления с Казаньоргсинтез)  (Рег.  №  75846-19), системой автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь) с Изменением № 1 (Рег. № 60384-16) и с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Сетевая компания» КЭС (Рег. № 56170-14). Полученные данные от серверов БД систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности, перечисленных выше, в формате xml, импортируются в сервер БД АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. Ход часов УСВ-2 не более ±0,1 с. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД 1 раз в час.

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

Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счётчиков со временем УСПД на величину более ±1 с.

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

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Системы информационно -измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений РФ (Рег. № 21906-11). ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4 Всего листов 14 

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ: ±5 с.

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 Погрешность в рабочих условиях указана в таблицах 3, 4 для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.

• 4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени, УСПД 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.

Технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчика:

• - 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 событий ИВК:

• - перерывы электропитания;

• - установка и корректировка времени;

• - замена счетчика;

• - изменение коэффициентов ТТ и ТН;

• - полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД ;

• - сервера БД;

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

• - счетчика;

• - УСПД ;

- сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 минут (функция автоматизирована);

• - сбора 30 минут (функция автоматизирована).