ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S (в части активной электроэнергии) и КТ 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи.

• 2- ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70.

• 3- ий уровень системы - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (№ ГР 45270-10), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.

УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Синхронизация часов счетчиков ИК осуществляется при каждом обращении к ИИК АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Часы ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизируются с УСВ-3 (№ ГР 51644-12) непрерывно, коррекция часов ИВК производится при расхождении, превышающем ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 30 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±1 с. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 минут, коррекция производится при достижении расхождения с часами УСПД более ± 2 с.

Комплектность каналов измерительных присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН -6 кВ сек. 7Р яч. 18 автоматизированной информационно - измерительной системы контроля учета электрической энергии (АИИС КУЭ) объекта «Новый блок Абаканской ТЭЦ» филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13) приведена в табл. 5.

Таблица 5 - Комплектность каналов измерительных присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 автоматизированной информационно - измерительной системы контроля учета электрической энергии (АИИС КУЭ) объекта «Новый блок Абаканской ТЭЦ» филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)

Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

Метрологические характеристики ИИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в табл. 3, 4.

Таблица 2 - Перечень и состав ИК присоединений РУСН-6кВ сек.6Р яч.3, РУСН-6кВ сек.7Р яч.18» АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ»

Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

В таблицах 3 и 4 приняты следующие обозначения:

W_P(Q) - значение измеренной активной (реактивной) электроэнергии при значении (в % от номинального) тока в сети;

W_PI1(2)%(W_QI2%) - значение электроэнергии при 1 (2) % от номинального значения тока в сети;

W_PI5%(W_QI5%) - значение электроэнергии при 5 % от номинального значении тока в сети; W_PI20%(W_QI20%)- значение электроэнергии при 20 % от номинального значении тока в сети; W_PI100%(W_QI100%)- значение электроэнергии при 100 % от номинального значении тока в сети;

W_PI120%(W_QI120%)- значение электроэнергии при 120 % от номинального значении тока в сети (максимальное значение тока в сети).

Примечания

• 1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

• 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.

• 4. Рабочие условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети (0,9 - 1,1) U_HOM;

• - сила тока для ИИК № 17, 19 (0,01 - 1,2) I_ном ;

• - температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от минус 40 до +60 ⁰С;

• - для трансформаторов тока от минус 50 до +45 ⁰С;

• - для трансформаторов напряжения минус 60 до +50 ⁰С;

• - для УСПД от минус 10 до +50 ⁰С.

• 5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:

• - трансформаторы тока ТЛО-10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч; средний срок службы = 30 лет;

• - счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 165 000 ч; среднее время восстановления не более t_e = 2 ч;

• - УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 70 000 ч;

• - сервера БД - среднее время наработки до отказа не менее Т = 100 000 ч; средний срок службы = 18 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 «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»;

• - в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• a) параметрирования;

• b) отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• c) корректировки часов.

Защищенность применяемых компонентов:

• - путем пломбирования счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 пломбой спереди в 3-х местах;

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

• - путем пломбирования УСПД сбоку пломбой;

• - путем пломбирования пломбой крышки испытательного клеммника;

- путем наклеивания полос пломбирования на разветвительную коробку в 2-х местах.

Глубина хранения информации:

• - счетчик электроэнергии - суточные данные по 8-ми тарифам в 144 тарифных зонах с дискретом 10 мин не менее 30 суток; при отключении питания - более 40 лет;

• - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений с настраиваемой глубиной хранения; при отключении питания - не менее 3,5 лет.