АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную,   3^х-уровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

• 2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L, и технических средств приема-передачи данных.

• 3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ.

Лист № 2 Всего листов 13 Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени, посредством программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие ±2 с (программируемый параметр). В целях резервирования к УСПД подключено также устройство синхронизации времени УССВ со встроенным GPS-приемником.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Комплектность АИИС КУЭ Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» представлена в таблице 3.

Лист № 12

Всего листов 13

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2

Таблица 2 - ИК АИИС КУЭ

Лист № 10 Всего листов 13 Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

• 3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение от 0,98-и_ном до 1,02-U_HOM; сила тока от 1_ном до 1,2-1_ном, cosф=0,87 инд., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц;

температура окружающей среды от +18 до +25 °С.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение от 0,9^/и_ном до 1,1-и_ном; сила тока от 0,02^1_ном до 1,2-1_ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк., частота сети от 49,5 до 50,5 Гц.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от -45 до +40 °С, для счетчиков от -40 до +65 °С; для УСПД от -10 до +55 °С.

магнитная индукция внешнего происхождения в местах установки счетчиков -не более 0,5 мТл.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02-1_ном, cosф=0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +35 °С

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 7. Допускается замена измерительных компонентов на измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном порядке.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• - электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Т_в=24 ч.;

• - устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Надежность системных решений:

• - Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• - Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• - Ремонтопригодность;

• - Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• - Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

• - Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• - журнал событий счетчика:

• - параметрирование;

• - пропадание напряжения;

• - коррекция времени в счетчике.

Лист № 11 Всего листов 13 - журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в УСПД.

- журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- программные и аппаратные перезапуски;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков ;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

• - сервера БД;

• - защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на промконтроллер (УСПД);

• - установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• - ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.