АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа, установленные на объектах, указанных в таблице 2. Метрологические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в Таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) (выполняющий функции ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ES-Энергия» (основной и резервный) с установленными платами радио-корректоров времени, каналообразующую аппаратуру, локальный сервер баз данных (БД) АИИС и центральный сервер БД, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).

Первичные 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 преобразуют 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 по радиоканалам и проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

УСПД (основной и резервный) оборудованы встроенными кварцевыми часами реального времени. Для поддержания точного хода времени внутренних часов УСПД установлены платы радио-корректора времени. Радио-корректор представляет собой устройство разработки ООО «СКБ Амрита» типа АМР7.00.00 и предназначено для коррекции часов реального времени УСПД по сигналам проверки времени, передаваемым центральной аппаратной Всероссийского радио через вещательную сеть. Обеспечивает работу от радиотрансляционной линии напряжением 15 В с программой Всероссийского радио («Маяк»). Время УСПД скорректировано по сигналам проверки времени, сличение каждый час, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется один раз в сутки и корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков ЕвроАльфа с временем УСПД один раз в 30 минут. Корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 2 - Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-6» Ки

ришская ГРЭС и их основные метрологические характеристики.

Продолжение таблицы 2

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98  1,02) ином; ток (1  1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) 1.'ном; ток (0,02^ 1,2) Шом; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк. допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до + 70С; для сервера от +15 °С до +35 °С;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 5 °С до +40 °С;

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на филиале ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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;

• - выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

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

• - электросчетчика,

• - УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД;

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

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 приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

• - Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).