Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330/110/35/10 кВ "Лоухи" - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ "Лоухи"

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330/110/35/10 кВ «Лоухи» (далее - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»), Лоуховский район, республика Карелия, предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, хранения и отображения информации.

Областью применения АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» является коммерческий учет электрической энергии на объекте ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» ОАО «ФСК-ЕЭС» МЭС Северо-Запада по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно - вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ)и информационно - вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в ИВК Альфа ЦЕНТР результатов измерений;

-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-й    уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа A1802RAL-P4-GB-DW-4, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), A1805RAL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и 1 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); A1805RL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и 1 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»;

3-й    - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), Сервер БД ИВК расположен в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада.

Цифровые счетчики производят измерения максимальной мощности по заданным видам энергии, измерения значений тока и напряжения. Усреднение мощности происходит на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325H производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера базы данных ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в базу данных ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.

Раз в сутки ПО Альфа ЦЕНТР, установленное на сервере БД ИВК, формирует и отсылает файл в формате XML, содержащий информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры ПА18, ПА2)).

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой ПО Альфа ЦЕНТР на АРМ пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» синхронизация времени производится от GPS (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325H. УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325H. Синхронизация времени

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность системного времени не превышает ± 5 секунд. Сличение времени УСПД RTU-325H со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД RTU-325H осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УСПД RTU-325H на величину ± 2 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_

4.2

5.3

5.4

ТСН-2 10 кВ

ТСН-3 1 с-0,4 кВ

ТСН-3 2с-0,4 кВ

о

л

3

JS

в

О

л

п

л

н

РВ

Н

аз

н

Я

х

к

х

к

1

ill

Ы

i? я

-«1 5s &

к 1 S

ON Л ^

й § д

«ON

s!f

Ы

,g-

- ??

00    S о

г»

1    — СЛ

о

On

io1 S>

Vi 4^ NJ

U) о u> о

I

о oe

Го*

1

. ^ |] wQ о

121 ъ.

>■* — гл

2:«-U> 1Л

t-Л

>

О

ON

§

6-

П

00

00

О

00

я

n

О

CD

00

n

n

00

о

L/i

oo

о

4

g

6

3

S

i

о

Ja.

о

0\

о

os

00

<-*

Оч

о

©

о

о

о

к?

00

ы

чо

4000

300

300

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная* WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

з? >

Е ОВ

2 х

Н-    Н-

j—    О

UJ    on

N©    N©

0s    в4

н-    н*

to    *-

V»    N)

s©    ч©

в4-    в4

££

ON

sO sO

в4- S'

Лист №7 Всего листов 15

H-    H-

U)    S)

Vj    U)

sp    s©

0s    o'-

l н-

К) \0 s® о4

H- H-У*

^4 U> ч© чв

в4

1.В    Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2.    В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos<p=0,5 (sinip=0,87) и токе ТТ, равном 2% от Ihom .

3.    Нормальные условия эксплуатации:

—    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

—    параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 + 1,01)Uh; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos ср (simp) - 0,87(0,5); частота - (50 4- 0,5) Гц;

—    температура окружающего воздуха: ТТ - от -40°С до +50°С; ТН- от-40°С до +50°С; счетчиков - от +2 ГС до +25°С по ГОСТР 52323-2005, от +18°С до +22°С по ГОСТ 26035-83; УСПД-от +15°Сдо +25°С;

—    относительная влажность воздуха - (70+5) %;

—    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

4.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

—    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + l,l)UHt: диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos у (sin <р) -0,5 -ь 1,0(0,6 н- 0,87); частота - (50 0,5) Гц;

~ температура окружающего воздуха - от+5 °С до +35 °С;

~ относительная влажность воздуха - (70±5) %;

~ атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

для электросчетчиков:

—    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uи2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos<p=l) + 1,2)1 „2

—    диапазон коэффициента мощности cos ср (sin ср) - 0,5 + 1,0 (0,6 + 0,87); частота - (50 s- 0,5) Гц;

—    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

~ температура окружающего воздуха - от +15°С до +30°С;

—    относительная влажность воздуха - (40-60) %;

—    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. для аппаратуры передачи и обработки данных:

—    параметры питающей сети: напряжение - (220+10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

—    температура окружающего воздуха - от +15 °С до +30°С;

—    относительная влажность воздуха - (70+5) %;

—    атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

5.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной

электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чему перечисленных в Таблице I, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»

- порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 ООО ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

•    компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=40 ООО ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС в целом:

Кг аиис = 0,996 - коэффициент готовности;

Т0 диис = 1586 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

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

•    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

•    Ремонтопригодность;

•    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

•    Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

•    Резервирование элементов системы;

•    Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

•    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

•    журнал событий ИВКЭ:

-    ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

-    установка текущих значений времени и даты;

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания.

•    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    установка и корректировка времени;

ю

-    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:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

•    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 ИВК.

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.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета элекирожнергии подстанции 330/110/35/10 кВ «Лоухи» - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи»

Проверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 330/110/35/10 кВ «Лоухи» - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС».

Перечень основных средств поверки:

-    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/л/З... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 ... 330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональный Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Межповерочный интервал - 4 года.

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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 0,5 S.

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета элктроэнергии подстанции 330/110/35/10 кВ «Лоухи» - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи».

Тип системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 330/110/35/10 кВ «Лоухи» - АИИС КУЭ ПС 330/110/35/10 кВ «Лоухи», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.