Назначение
Канал измерительный ячейки № 9 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск» (далее - ИК АИИС КУЭ) предназначен для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Полученная информация может быть использована для технического учёта электрической энергии на присоединении ВЛ 220 кВ «НПС-38 - Лесозаводск» объекта филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Приморское ПМЭС ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск».
Описание
ИК АИИС КУЭ собран на ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск», территориально расположенной в г. Лесозаводск Приморского края, имеет многофункциональную, многоуровневую структуру.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) ОРУ-220 кВ, установленный в помещении ОПУ ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск», включает в себя:
• шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) «Шлюз E-422» (Госреестр СИ РФ № 36638-07, зав. №№ 08743, 081230), технических средств каналов передачи данных и источника бесперебойного питания;
• шкаф УСПД, созданный на базе УСПД RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 3728808, зав. № 004423), технических средств каналов передачи данных, источника бесперебойного питания;
• шкаф устройства центральной коммутации (далее - ЦКУ), включающий в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) администратора, технических средства каналов передачи данных и источника бесперебойного питания.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЦСОД филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, включает в себя сервер базы данных (БД), источники бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи данных.
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 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Информация со счётчика может быть считана, как в ручном режиме управления, через встроенные оптопорт счётчика, посредством переносного инженерного пульта оборудованного оптическим преобразователем для работы со счетчиками электрической энергии, так и в дистанционном режиме - по двум независимым цифровым выходам счётчика интерфейса RS-485, подключенных к устройствам «Шлюз Е-422».Устройства «Шлюз E-422» работают в режиме туннелирования (режим преобразования интерфейсов).
УСПД «RTU-325L» автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счётчика через устройства. «Шлюз Е-422» по основному или резервному каналу передачи данных. В качестве основного канала связи используется канал передачи данных по выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи используется коммутируемый канал беспроводной связи WiFi, при помощи WiFi-модема с направленной антенной, подключенного к устройству «Шлюз Е-422». 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 каналам передачи данных на сервер БД (уровень ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер БД ИВК, установленный в ЦСОД филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ по основному или резервному каналу передачи данных. В качестве основного канала связи используется канал передачи данных по выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи используется коммутируемый канал спутниковой связи. Полученная информация записывается в базу данных сервера системы.
На уровне ИВК системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, получаемой с уровня ИВКЭ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Программное обеспечение (ПО) ИК АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение АРМ персонала;
• программное обеспечение инженерного пульта.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчика электрической энергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде.
ИК АИИС КУЭ оснащен системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ, подключенного к УСПД «RTU-325L». Время встроенных часов УСПД синхронизировано с единым календарным временем, которое передается через приёмник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов УСПД более ± 1 с.
УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчика. Сличение времени встроенных часов счетчика со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счетчика более ± 2 с. От УСПД так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ администратора.
Погрешность часов компонентов 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.
Программное обеспечение
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО (Наименование программного модуля) | Наименование файла | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| | Программа -планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | | e357189aea0466e9 8b0221dee68d1e12 | |
| »Р н в 5 -е л 1 о С | драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | | 745dc940a67cfeb3 a1b6f5e4b17ab436 | |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 11.07.01.01 | ed44f810b77a6782 abdaa6789b8c90b9 | MD5 |
| драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 0ad7e99fa26724e6 5102e215750c655a | |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 | encryptdll.dll | | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | |
| | библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd | |
• ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» за № 44595-10;
• Предел допускаемой абсолютной погрешности при измерении электрической энергии и средней мощности в ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счётчиков, составляет не более ± 1 единицы младшего разряда учтенного значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С».
Состав информационно-измерительного комплекса и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1 - Состав информационно-измерительного комплекса ИК АИИС КУЭ _
| Канал измерений | Состав информационно-измерительного комплекса | |
| е м о Н | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | еди Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, | Обозначение, тип | Заводской номер | ч с н £ H & | Наименование измеряемой величины |
| | € ш И (N U й f о опом О сЗ CD СЛ £ *3 о ^ ^ (D PQ F ^ « « ■ О ,00 PQ го т о ь=5 о ^ И (N ^ - о ^ С О | | | J4“ 1 | А | VIS WI | № 1102859 08 | | |
| | н | Ктт = 1000/5 | В | VIS WI | № 110285910 | | |
| | | | № 37750-08 | С | VIS WI | № 1102859 07 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| | | ГПЭ1 | КТ=0,2 | А | UTF 245 | № 0911117/7 | |
| | К н | Ктн=220000:У3/100:У3 | В | UTF 245 | № 0911117/8 | |
| | № 23748-02 | С | UTF 245 | № 0911117/9 | 440000 |
| 29 | | в и (N | КТ=0,2 | А | UTF 245 | № 0911117/12 |
| | X н | Ктн=220000:У3/100:У3 | В | UTF 245 | № 0911117/13 |
| | № 23748-02 | С | UTF 245 | № 0911117/14 | |
| | Счетчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | № 01225242 | |
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2. Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчика на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;
3. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа.
| № ИК | Диапазон тока | Границы относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при индуктивной нагрузке для доверительной вероятности P=0,95 |
| Основная относительная погрешность ИК (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях (±5), % |
| cos j = 1,0 | cos j = 0,866/ sin j = 0,5 | cos j = 0,8/ sin j = 0,6 | cos j = 0,5/ sin j = 0,866 | cos j = 1,0 | cos j = 0,866/ sin j = 0,5 | cos j = 0,8/ sin j = 0,6 | cos j = 0,5/ sin j = 0,866 |
| 29 | 0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 | 1,0 | - | - | - | 1,3 | - | - | - |
| - | - | - | - | - | - | - | - |
| 0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,1 | 1,8 | 1,3 | 1,5 | 1,6 | 2,4 |
| - | 2,4 | 2,1 | 1,5 | - | 6,0 | 5,2 | 4,1 |
| 0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 2,0 |
| - | 1,5 | 1,3 | 1,0 | - | 3,5 | 3,2 | 2,7 |
| 0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 1,1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
| - | 1,3 | 1,1 | 0,9 | - | 2,7 | 2,5 | 2,2 |
| 0,2 Iнl < I1 < I* | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,8 |
| - | 1,1 | 0,9 | 0,7 | - | 2,3 | 2,2 | 2,0 |
| Iн1 < I1 < 1,2 Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,8 |
| - | 1,0 | 0,9 | 0,7 | - | 2,1 | 2,0 | 2,0 |
Примечания:
1. Характеристики относительной 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 (0,99 - 1,01) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном, 0,5инд. < cos9 >
0,8емк.; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (23 ± 2) °С
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном; 0,5инд. < cos9 < 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории по ГОСТ 15150-69; для счетчика от минус 40 до 65 °С, для УСПД «Шлюз Е-422» от минус 40 до 60 °С, для УСПД «RTU-325L» от минус 10 до 55 °С; для сервера БД ИВК от 15 до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчика), не более - 0,5 мТл.
Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы не менее 25 лет, среднее время наработки на отказ не менее То = 300000 ч.;
• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 120000 ч.;
• устройство «Шлюз Е-422» - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 50000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 24 ч.;
• УСПД «RTU-325L» - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 ч.;
• сервера БД ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 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 ИК АИИС КУЭ;
• Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
• журнал событий счетчика:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике.
• журнал событий УСПД:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в УСПД.
• журналы событий сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты сервера;
- 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;
- сервер БД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 35 сут.;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;
• сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск».
Комплектность
Полная комплектность канала измерительного ячейки № 9 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск» определяется проектной документацией на модернизацию. В комплект поставки входит техническая документация на модернизацию системы и на комплектующие средства измерений.
Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ.
| Наименование | Количество |
| Измерительный трансформатор тока типа VIS WI | 3 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения UTF 245 | 6 шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800 | 1 шт. |
| Устройство «Шлюз E-422» | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных RTU-325L | 1 шт. |
| Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» | 1 комплект |
| Руководство пользователя | 1 экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экземпляр |
| Паспорт-формуляр ДЯИМ. 422231.284. ПФ | 1 экземпляр |
| Методика поверки | 1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 52529-13 «Канал измерительный ячейки № 9 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск»». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 12 октября 2012 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- счетчика электрической энергии - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-0042-2006», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- устройств «Шлюз Е-422» - в соответствии с документом «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учёта энергоресурсов. Методика поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в следующих документах:
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Лесозаводск» и Приморской ГРЭС. Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Лесозаводск». Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электрической энергии. Технорабочий проект У. 26-10-ФСК/ВС/УСП-ПИР.02.012/1-АКУ. Дополнение к ТРП ООО «ЭНСИС Технологии» ЕМНК.466454.030-392
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналу измерительному ячейки № 9 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Лесозаводск»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Рекомендации к применению
Использование вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.
