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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и ЕвроАльфа класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 28 измерительный канал системы по количеству точек учета электроэнергии.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в ИВК. Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

• - обработку данных и их архивирование;

• - хранение информации в базах данных серверов не менее 3,5 лет;

• - доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.

ИВК состоит из ЦСОД (центр сбора и обработки данных), который обеспечивает передачу данных в ПАК ОАО «АТС», информационную систему ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала, информационную систему ОАО «Пермская энергосбытовая компания» и информационную систему ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала, а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств, разграничения прав доступа к информации и программное обеспечение (ПО) «Энергосфера».

Информация с уровня ИВКЭ передается на уровень ИВК посредством интерфейса Ethernet.

Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ ПС.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). При отказе каналов связи с УСПД, разрыве интерфейса RS-485 между коммутационным оборудованием и счетчиком, специалисты, обслуживающие систему, должны осуществлять сбор информации со счетчиков с применением переносного инженерного пульта (ПИП) и оптического порта с дальнейшим восстановлением информации о потребленной электроэнергии путем копирования собранных данных с ПИП в базу данных (БД) сервера АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4».

лист № 3 всего листов 19 Данные, полученные от счетчика, обрабатываются. Все первичные, расчетные и диагностические данные сохраняются в архивах. УСПД при необходимости объединяет измерения в единые групповые измерения, соответствующие конкретным объектам.

Любые данные, хранимые в архиваз УСПД, могут просматриваться с помощью средств АРМ или преедаваться в системы высшего уровня (ИВК) по соответствующему протоколу. Передача происходит по запросу системы высшего уровня.

Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК. В сервере БД ИВК ЦСОД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.

Контроль времени в ИИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация времени выполняется автоматически в случае расхождения времени в счетчике и УСПД на величину более ± 2 секунды.

Синхронизация системного времени УСПД выполняется автоматически, через встроенный в УСПД GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4» обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже нормированного значения ± 5 секунд.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

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

лист № 4 всего листов 19 

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4» представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4»

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-04, зав. № 09051018) и Комплекса программно-технического «Энергосфера» (Госреестр № 31335-06).

Таблица 2. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

CQ о и

« & д H

границы погрешности результата измерений ИК при доверительной cosф=0,87 (мпф = 0,5) и токе ТТ, равном 1ном .

• 3. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК эксплуатации, (±6) %» приведены границы погрешности результата доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 ^тф=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

• 4. Нормальные условия:

• - параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - параметры сети: диапазон напряжения - (0,98    1,02)ин; диапазон силы тока -

(1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos □ (sin □ ) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха: ТТ - от +15°С до +35°С;ТН- от +10°С до +35°С; счетчиков: в части активной энергии - от +21°С до +25°С,

в части реактивной энергии - от +18°С до +22°С; УСПД - от +15°С до +25°С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

• 5. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• - параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos □ (sin □ ) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от -30°С до +35°С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

• - параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы

вторичного тока - тока (0,01   -   1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности

cos (sin ) - 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

• - магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;

• - относительная влажность воздуха - (40-60) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

• - температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;

• - относительная влажность воздуха - (70±5) %;

• - атмосферное давление - (100±4) кПа

• 6.  Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения

  в рабочих условиях измерений ИК при

  тока по счетчики активной

электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и 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 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ филиала «Яйвинская ГРЭС» ОАО «ОГК-4» как его неотъемлемая часть.

часов; среднее время восстановления

не менее Т = 75000 ч, среднее время не менее Т = 45000 ч, среднее время

источника бесперебойного питания и

информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени;

• - журнал УСПД:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и сервере;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

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

• - пароль на счетчике;

• - пароль на УСПД;

• - пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Класс защиты - С.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;

• - ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

• - ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

3 лет.