Подсистема телемеханики представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Подсистема телемеханики реализована на базе комплекса программно-технического «ТОРНАДО» (Госреестр № 22154-06), приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.

Подсистема телемеханики включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов подсистемы телемеханики приведены в таблице 2.

• 2- ой уровень - комплекс программно-технический «ТОРНАДО», каналообразующая аппаратура, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО).

• 3-ий уровень - два сервера ОИК (основной и резервный) подсистемы телемеханики, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОАО «СО ЕЭС» Тюменьское РДУ и ПО.

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов PM130P Plus, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя вычисляются частота (f), действующие значения фазного (U_a, U_b, U_c) и линейного (U_ab, U_bc, U_ca) напряжений, токов (I_a, 1_В, 1_С), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (P), реактивной (Q) и полной (S) мощности, присвоение полученным данным меток времени.

Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по проводным линиям связи (электрическим RS 485 и оптическим) поступает на входы комплекса программно-технического «ТОРНАДО». В устройстве телемеханики осуществляется приведение действующих значений фазного и линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной, реактивной и полной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.

Цифровой сигналов с выходов комплекса программно-технического «ТОРНАДО» поступает в в оба сервера ОИК одновременно, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации в другие заинтересованные организации.

Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора осуществляется от устройства телемеханики по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-104. Перечень измерений параметров режима (ТИ) ПЭС «Уренгой», передаваемых в ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, приведен в таблице 2.

Подсистема телемеханики включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времениобеспечивает:

• - синхронизацию внутренних часов всех серверов, АРМ и измерительных приборов;

• - использование выделенного сервера точного времени с синхронизацией от спутниковой системы глобального позиционирования GPS или ГЛОНАСС.

Для синхронизации используются протоколы NTPv2 (спецификация RFC 1119), NTPv3 (спецификация RFC 1305), NTPv4, SNTP (спецификация RFC 1361). Сервер подключается к локальной сети СОТИАССО.

Период опроса текущих параметров телеизмерений, с, не более                     1

Пределы допускаемой погрешности

временной метки результата измерений, с,                                       ±1

Комплектность подсистемы телемеханики определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность подсистемы телемеханики представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность подсистемы телемеханики

• 3-ий уровень - два сервера ОИК (основной и резервный) подсистемы телемеханики, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОАО «СО ЕЭС» Тюменьское РДУ и ПО.

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов PM130P Plus, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя вычисляются частота (f), действующие значения фазного (U_a, U_b, U_c) и линейного (U_ab, U_bc, U_ca) напряжений, токов (I_a, 1_В, 1_С), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (P), реактивной (Q) и полной (S) мощности, присвоение полученным данным меток времени.

Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по проводным линиям связи (электрическим RS 485 и оптическим) поступает на входы комплекса программно-технического «ТОРНАДО». В устройстве телемеханики осуществляется приведение действующих значений фазного и линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной, реактивной и полной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.

Цифровой сигналов с выходов комплекса программно-технического «ТОРНАДО» поступает в в оба сервера ОИК одновременно, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации в другие заинтересованные организации.

Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора осуществляется от устройства телемеханики по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-104. Перечень измерений параметров режима (ТИ) ПЭС «Уренгой», передаваемых в ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, приведен в таблице 2.

Подсистема телемеханики включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времениобеспечивает:

• - синхронизацию внутренних часов всех серверов, АРМ и измерительных приборов;

• - использование выделенного сервера точного времени с синхронизацией от спутниковой системы глобального позиционирования GPS или ГЛОНАСС.

Для синхронизации используются протоколы NTPv2 (спецификация RFC 1119), NTPv3 (спецификация RFC 1305), NTPv4, SNTP (спецификация RFC 1361). Сервер подключается к локальной сети СОТИАССО.

Период опроса текущих параметров телеизмерений, с, не более                     1

Пределы допускаемой погрешности

временной метки результата измерений, с,                                       ±1

Программное обеспечение

В подсистеме телемеханики используется ПО «ОИК Диспетчер NT», предназначенный для создания информационно-управляющих систем для автоматизации технологического процесса передачи и распределения электрической энергии, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «ОИК Диспетчер NT» обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным с использованием паролей.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические ха-

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1 *Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой (СОТИАССО) филиала ОАО "Передвижная энергетика" ПЭС "Уренгой";

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

• 3 Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение ином; ток 1ном, cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 4 Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,05^ 1,2) 1ном; cosj = 0,5 инд. + 0,8 емк.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для приборов PM130P Plus от минус 20 до плюс 60 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 30 °С.

• 5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6 Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - прибор PM130 PLUS - среднее время наработки на отказ не менее 92000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

• - комплекс программно-технический «ТОРНАДО» - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.