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 ЕвроАльфа К_Т = 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и К_Т = 1,0 по ГОСТ Р 53425 (в части реактивной электроэнергии), 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 х I. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = VS² - P² . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 1 час. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 1 час.

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_;), и ТН(К_и), формирование и хранение измерительной информации, передача результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Синхронизация часов счетчиков ИК производится при каждом обращении к ИИК существующей АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)».

Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 5. Таблица 5 — Комплектность ИК АИИС КУЭ

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 в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной электроэнергии

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК 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_H3M - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минут-ный 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 1 час.

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4. Нормальные условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха

- сила тока

- напряжение

• - коэффициент мощности cos (ф) / sin (ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

• - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

• - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

• - сила тока, % от номинального (1_ном)

• - напряжение, % от номинального (U_hom)

• - коэффициент мощности [cos (ф)]

• - частота питающей сети, Гц

• 6. Погрешность в рабочих условиях указана:

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

• - для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5 [0,866], 0,8 [0,6], 0,866 [0,5], 1, и

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

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные 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_B = 24 ч;

• - УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы t_CJl = 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:

- путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и пломбой спереди;

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

- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3- х местах ;

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

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

Глубина хранения информации в счетчиках:

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

- при отключении питания - не менее 5 лет.