ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (К_Т) 0,5 по ГОСТ 77462001, трансформаторы напряжения (ТН) К_Т = 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005) и К_Т = 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005), вторичные электрические цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С1 (№ ГР 15236-03), и коммутационное оборудование.

• 3- ий уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ ГР 28716-05), автоматизированное рабочее место (АРМ) пользователей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = у]S² -P² . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ (К), формирование и хранение измерительной информации, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Лист № 2

Всего листов 6 Синхронизация часов счетчиков ИК каждом обращении к ИИК существующей АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС».

Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 4.

Таблица 4 — Комплектность каналов измерительных АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС»

Технические характеристики ИК приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го уровня ИК с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

Таблица 2 - Перечень и состав 1-го уровня ИК

Метрологические характеристики ИК при измерении активной и реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной

электроэнергии

где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно 1ном 5% (55 %p,55%q), 20% (620 %p,520%q) и 100% (5100 %p,5ioo%q);

W„_:m - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (WpI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI00%, WQI100%) и 120% (WPI120%, WQI120%).

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения электроэнергии и средней мощности за 30 минут.

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации КИ АИИС КУЭ:

  - температура окружающего воздуха - сила тока	20±5 °С 1±0,2 1ном
  - напряжение - коэффициент мощности [cos (ф) \ sin (ф)] - частота питающей сети, Гц	1±0,02 UhOm 0,866 инд. / 0,5 инд. от 49,5 до 50,5

5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН , °С от -40 до +50

- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С от -40 до +70

• - для силы тока I от 1_ном = 0,05; 0,20; 1;

• - для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5; 0,8; 1 и

• - для температуры окружающего воздуха в точках измерений от 0 до +35 °С.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на ана-

логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:

• - трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы t_CJ = 30 лет;

• - трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 440 000 ч, средний срок службы t_CJ = 25 лет;

• - счетчики ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления t_e = 24 ч4

• - УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы t_CJ = 15 лет.

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «AlphaPlus»;

• - в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - корректировки часов.

Защищенность применяемых компонентов:

Лист № 5

Всего листов 6 - путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и пломбой спереди;

- путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2- х местах на месте крепления задней крышки;

- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам и УСПД размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах;

- наличием системы паролей для доступа к изменению параметров и данных счетчи -ков.

Глубина хранения информации в счетчиках:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток ;

- при отключении питания - не менее 5 лет.