Система сбора и передачи информации представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Система сбора и передачи информации реализована на основе устройства телемеханики многофункционального «ЭКОМ-ТМ» (Госреестр № 35177-12), в состав которого входит многофункциональный модуль телемеханики ММТ-2, приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.

Система сбора и передачи информации включает в себя следующие уровни:

• 1 уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, 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 системы приведены в таблице 2.

• 2 уровень включает в себя устройство телемеханики многофункциональное «ЭКОМ-ТМ» (Зав.№ 0123917), в состав которого входит многофункциональный модуль телемеханики ММТ-2, каналообразующую аппаратуру, устройство единого времени.

• 3 уровень включает в себя сервер ОИК, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОДУ Северо-Запада и Ленинградского РДУ и программное обеспечение "ОИК Диспетчер NT".

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1 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 действующие значения силы электрического тока (I_a, I_b, I_c, 1_ср); действующие значения линейного напряжения (U_ab, U_bc, U_ca, и_л. ср); действующие значения фазного напряжения (U_a, U_b, U_c, иф._ср); активная, реактивная и полная мощность (P, Q, S); частота переменного тока (f).

Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по проводным линиям связи (электрическим RS-485) поступает на входы многофункционального модуля телемеханики ММТ-2. В модуле телемеханики ММТ-2 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, ), присвоение полученным данным меток времени, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.

Цифровой сигнал с выходов многофункционального модуля телемеханики ММТ-2 поступает в сервер ОИК, 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 сервера ОИК по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-101/104. Перечень измерений параметров режима (ТИ) ЗАО «ГСР ТЭЦ», передаваемых в РДУ (ОДУ), приведен в таблице 2.

Система сбора и передачи информации включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времени обеспечивает синхронизацию внутренних часов сервера, АРМ и измерительных приборов от спутниковой системы глобального позиционирования GPS.

Для синхронизации используются протоколы NTP (спецификация RFC 1361) и/или TIME (спецификация RFC 868). Сервер подключается к локальной сети СОТИАССО.

Период опроса текущих параметров телеизмерений, с, не более                   1

Пределы допускаемой погрешности временной метки результата измерений, с,

Комплектность системы определяется проектной документацией. В комплект поставки

входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность системы представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность

• 3 уровень включает в себя сервер ОИК, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОДУ Северо-Запада и Ленинградского РДУ и программное обеспечение "ОИК Диспетчер NT".

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1 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 действующие значения силы электрического тока (I_a, I_b, I_c, 1_ср); действующие значения линейного напряжения (U_ab, U_bc, U_ca, и_л. ср); действующие значения фазного напряжения (U_a, U_b, U_c, иф._ср); активная, реактивная и полная мощность (P, Q, S); частота переменного тока (f).

Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по проводным линиям связи (электрическим RS-485) поступает на входы многофункционального модуля телемеханики ММТ-2. В модуле телемеханики ММТ-2 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, ), присвоение полученным данным меток времени, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.

Цифровой сигнал с выходов многофункционального модуля телемеханики ММТ-2 поступает в сервер ОИК, 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 сервера ОИК по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-101/104. Перечень измерений параметров режима (ТИ) ЗАО «ГСР ТЭЦ», передаваемых в РДУ (ОДУ), приведен в таблице 2.

Система сбора и передачи информации включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времени обеспечивает синхронизацию внутренних часов сервера, АРМ и измерительных приборов от спутниковой системы глобального позиционирования GPS.

Для синхронизации используются протоколы NTP (спецификация RFC 1361) и/или TIME (спецификация RFC 868). Сервер подключается к локальной сети СОТИАССО.

Период опроса текущих параметров телеизмерений, с, не более                   1

Пределы допускаемой погрешности временной метки результата измерений, с,

В системе используется ПО «ОИК Диспетчер NT», предназначенный для создания ин -формационно-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 характеристики ИК системы, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

• 1 *Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой (СОТИАССО) ЗАО «ГСР ТЭЦ»;

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

• 3 Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение ином; ток 1ном, cos j = 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;

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