Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/330/10 кВ "Невинномысск" - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ "Невинномысск"

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/330/10 кВ «Невинномысск» (далее - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск»), Ставропольский край, Кочубеевский район, совхоз Закубанский, предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, хранения и отображения информации.

Областью применения АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» является коммерческий учет электрической энергии на объекте ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» ОАО «ФСК-ЕЭС» МЭС Юга по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» 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 500/330/10 кВ «Невинномысск» 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 т.п.);

- 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 (TH) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа A1802RALQ-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), A1805RLQ-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 500/330/10 кВ «Невинномысск»;

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

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 Пд^, 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 500/330/10 кВ «Невинномысск» 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 счетчиков А1800 производится от УСПД RTU.

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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1                                               Всего листов 13

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_________________________________________________________

Лист №6

Примечания:                                                                                                                 Всего листов 13

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 (sin<p=0,87) и токе ТТ, равном 2% от 1ном.

3. Нормальные условия эксплуатации:

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

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

- температура окружающего воздуха: ТТ - от -40°С до +50°С; TH - от -40°С до +50 С; счетчиков - от +21 °C до +25°С по ГОСТ Р 52323-2005, от +18°С до +22 °C по ГОСТ 26035-83; УСПД- от +15 °C до +25 °C;

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

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

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

— параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos <f>(sin (р) -0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 4- 0,5) Гц;

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

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

~ атмосферное давление - (750+30) ммрт.ст.

для электросчетчиков:

-параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos<p=l) 4- 1,2)1 „2

~ диапазон коэффициента мощности cos <р (sincp) - 0,5 4-1,0 (0,6 + 0,87); частота - (50 + 0,5) Гц;

~ магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

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

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

~ атмосферное давление - (750+30) ммрт.ст.

для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

— 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, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» - 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 То= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

* компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее То=4О ООО ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС в целом:

Кг дине = 0,87 - коэффициент готовности;

То аиис = 1713 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;

- 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета элекирожнергии подстанции 500/330/10 кВ «Невинномысск» - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск»

Поверка

Проверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 5ОО/ЗЗО/1О кВ «Невинномысск» - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск». 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 бЫз... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 ... ЗЗОЫЗ кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя», МИ 2982-2006 «ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/^3...750/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- 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.

Нормативные документы

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 0,5S.

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 500/330/10 кВ «Невинномысск» - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/330/10 кВ «Невинномысск» - АИИС КУЭ ПС 500/330/10 кВ «Невинномысск», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.