Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ Ленинградская - АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ Ленинградская

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ «Ленинградская»- АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» (далее - АИИС КУЭ), Ленинградская область, г. Тосно, ПС «Ленинградская», предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Областью применения АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» является коммерческий учёт электрической энергии на объекте ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада, по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» 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 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» 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 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа EA02RALX-P2B-4, EA02RAL-P4B-4, EA02RAL-P3B-4 и EA02RAL-P2B-4 класса точности 0,2S/0,5 по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии), 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 750/330/110/6 кВ «Ленинградская»;

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

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 интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять

1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр Пам). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр Пд2б) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325 производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр Па15)- 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

Пд18> Пд21).

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 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325, а от них - и счетчиков ЕвроАЛЬФА подключенных к УСПД RTU-325. В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность системного времени не превышает ±5 с. Сличение времени УСПД RTU-325 со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД RTU-325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УСПД RTU-325 на величину ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

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

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 1

ю

u>

ю

ю

ю

Октябрьская-6

Форносовская-2

Антропшинская-2

к>

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Счетчик

ТТ

ТН

S'

п

о н

§ II

?Я Сг ю

2s

я

I

Я я

II

ю4 ^ м

в О ^ 8 § н

00 о _

4° ^L»°

© U> КЭ 1-л ^ о о

и>

ю*

ы

1-л

fo

~ 2s о н

§ II

§Я

£г ю

о

•<1—

U)

— II

0\ Q О

С\ Л    Р

0\ II    ю

ON 11    СЯ

н

II

5 я

ы ся

ю .. н ^ II и

£ 5

I о о о "1 ^

о

о

40

'-а

о

•<1—

и>

О ю

О

ю

Ю

О Ю >

О Ю >

О

Ю

О

И

>

о

ю

m

>

о

ю

hd

u>

Ю

■

4*.

hd

u>

Ю

О

4ь.

On

о

4*.

'-а

ON

ю

00

о

4*.

'-а

ON

U>

l-Л

UI

1100000

1100000

1100000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

•а

В

I

5

я

S

>

3

5

ж

S

а

»

I

*

£

а

00

X

S

Я

I

N®

О4

N°

О4

N®

О4

N®    N®

О4    О4

so    S©

CTs    O'

N®    N®

О4    О4

Продолжение таблицы 1

u>

ю

Ul

Ю

ТП-1

Форносовская-1

Форносовская-3

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТН

ТТ

Счетчик

ТТ

«

н

я

2

к

II

~ « о н

§ II

1е

« я & 11 5? о 0‘s о On о 00 “

2s

11    и

о    я

-    ы

^ S'

ю .. н

2 11 II

к» г? о

Т ofJ о о сл

^    S'

ю1    н

Н-    Я    II

O'    <2

о\    л    53

о\    и    ю

о\    "    сл

S'

io* _ Н

N- 55 II O' 9 о

On *в ,р

С\ II ю

С\ " сл

&

Lfl

ю*

К)

Lf\

fo

~ 2s о н

О II

$

н

ы

Ю 00 о 4е Я ы>

О 5 СЛ и>

vj <-0

I i*» ч „ О ^ ^ ~-1 о о

и>

6 6''^° L/* ^

о

U)

о

о

сл

40

чо

Lf\

о

U)

о » >

О » >

о

ю

О » >

о

ю

О № >

и

>

0 ю

Z

х

1

ч

К)

ю

И

>

0 ю

Z

г

1

ч

и>

00

ю

о

о\

К)

чо

о

0\

и>

40

и>

и>

чо

чо

UI

1100000

9600

1100000

о\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ч

Л

и>

э

>

Я

>

1

S

Я

ё

>

s

§

Я

ё

00

*

S

S

н-

ю

К)

н- н-

Ю И-

“чо

SO    so

os    оЧ

н-

Ю

К)

н-

ю

Продолжение таблицы 1

-рь

о

U)

00

U)

■-J

ТП-2

ВТК-1

Стекольное

Счетчик

ТТ

Счетчик

ТН

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

2?

я

s?

я & 11

,_, On

On о

On о 11

?4 ^ О

^ О

о

2?

я

£ II

^ O' 2s

о н

&§ II “ <=> 6 ^ ^ о о

2?

2s 11 O' <2 о

С\ Л р OS II ю ON <уэ

3

2? 11 Os Л „«=>

to

<УЭ

Е? S? 11

о\<3 о

С\ И to о\ " СЛ

i ^ 2 II II to ю о 0° ото О ^ с/5

U)

£

&

£

2?

ы

On

ON

VO

-J

о

Ul

VO

■-J

о

VO

-J

о

ГО

а

ю

Ю

О

Ю

Ю

П

о

О

О

О

W

>

0 to

G

1

па

to

ю

М

>

0 to

G

1

*0

to

Ю

£

о

to

"d

to

Ю

U)

U)

U)

00

U)

U)

Ui

о

о\

U)

U)

U)

о

-рь

т

9600

2400

9600

9\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

тз

«

тз

«

о>

3

тз

о

05

3

>

§

Я

ё

>

§

я

£

>

§

я

ё

00

X

ё

я

ё

ft'

to

Примечания:

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 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)U„; диапазон силы тока - (1,0+ 1,2)1Н; диапазон коэффициента мощности cosqj (sinqj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от —40°С до +50°С;ТН- от —40°С до +50°С; счетчиков: в части активной энергии - от +21 °С до +25°С, в части реактивной энергии - от +18°С до +22 °С; УСПД - от +15°С до +25 °С;

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

-    атмосферное давление - (100+ 4) кПа ((750+30) ммрт.ст.)

4.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + l,l)UHl; диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos<p (sin<p) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от -30°С до +35°С;

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

-    атмосферное давление - (100+ 4) кПа ((750+30) мм рт.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) 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos<p (sin<p) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ±0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от +15°Сдо +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 - (100± 4) кПа ((750±30) ммрт.ст.)

5.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Северо-Запада ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» - 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= 50000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

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

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг аиис = 0,759 - коэффициент готовности;

То_аиис = 525 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 наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» - АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская ».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская»

Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» - АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская». Методика поверки» МП-21168598.42 2231.0301, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 10 ноября 2008 г.

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/V3... 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», МИ 2982-2006 «ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/V3...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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

-    Счетчики типа ЕвроАЛЬФА - в соответствии с методикой поверки с помощью установок МК6800, МК6801;

-    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 30206-94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

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».

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

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» - АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская».

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/330/110/6 кВ «Ленинградская» - АИИС КУЭ ПС 750/330/110/6 кВ «Ленинградская», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.