Назначение
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС», зав. №1 (далее АИИС) предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, ведения календаря и измерения времени в шкале времени UTC.
Область применения - коммерческий учет электрической энергии, преобразуемой и распределяемой в сети электропередач ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири.
Описание
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании мгновенной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС состоит из информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), информационно-вычислительных комплексов электроустановки (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
Измерительные трансформаторы, входящие в состав ИИК ТИ выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC.
Для измерения приращений электрической энергии использованы счетчики электрической энергии Евро Альфа модификации EA02RALX-P4B-4 (Госреестр СИ № 1666607). Принцип действия счетчиков при измерении электрической энергии основан на вычислении активной мощности путем интегрирования на временном интервале, равном периоду сети, мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратических значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения
2 мощности преобразуются в частоту следования импульсов с заданным весом, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут. Результаты счета импульсов сохраняется в долговременной памяти счетчика. Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.
ИВК представляет собой совокупность пространственно-распределенных серверов баз данных (БД), размещенных в КбПМЭС, г. Кемерово, МЭС Сибири - филиале ОАО «ФСК ЕЭС», г. Красноярск и головном центре сбора и обработки данных ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва. Сервер МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск) резервирует сервер ИВК размещенный в КбПМЭС. Головным является сервер, размещенный в КбПМЭС, г. Кемерово.
Все три сервера ИВК АИИС построены на основе многопользовательской версии комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр СИ № 20481-00). В качестве аппаратной части серверов БД использован Hewlett-Packard ProLiant DL360 G5 Server.
В качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) ИВКЭ используется контроллер RTU-325-E1-512-M3-B4-G (Госреестр № 37288-08). УСПД осуществляет сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации информационно-измерительных комплекса (ИИК), а в качестве программного обеспечения -программный комплекс Альфа ЦЕНТР.
Информационные каналы связи внутри АИИС построены посредством:
- шины интерфейса RS-485 для связи счетчиков с УСПД «RTU-325»;
- волоконно-оптической линии (ВОЛС) для связи УСПД «RTU-325» по основному и резервному каналам с сервером АИИС в КбПМЭС, г. Кемерово;
- единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭЭ) для связи сервера БД ОАО «ФСК ЕЭС» в г. Москва с сервером БД КбПМЭС в г. Кемерово по основному каналу связи;
- телефонной сети общего пользования (ТФСОП) для связи сервера БД в КбПМЭС с сервером БД ИВК ОАО «ФСК ЕЭС» по резервному каналу связи;
- ВОЛС для связи сервера БД КбПМЭС в г. Кемерово с сервером БД МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС» в г. Красноярск по основному каналу связи;
- глобальной информационной сети с присоединением через интерфейс IEEE 802.3 для связи серверов уровня ИВК между собой по резервному каналу;
- локальной сети передачи данных IEEE 802.3 для связи серверов ИВК с АРМ пользователей;
Информационные каналы для связи АИИС с внешними системами построены посредством:
- глобальной информационной сети с присоединением через интерфейс IEEE 802.3 для передачи данных системному оператору «Кузбасское РДУ» и ОАО «АТС» по основному каналу связи;
- телефонной линии общего пользования (ТФСОП) и радиоканала стандарта GSM для доступа по резервному каналу к УСПД со стороны внешних систем, в т. ч. ОАО «АТС» посредством модема SkyEdge Pro.
ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и состав соответствующих ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Шкала времени часов серверов ИВК автоматически синхронизируется со шкалой времени UTC посредством приема и обработки сигналов GPS устройством приема и синхронизации времени УССВ-35Н8У.
Шкала времени часов УСПД синхронизируется со шкалой времени UTC посредством приема и обработки сигналов GPS устройством УССВ-35Н8У. Шкала времени UTC
3 автоматически передается от часов УСПД часам счетчиков ИИК при их опросе. УСПД вычисляет поправку часов каждого счетчика, если поправка превышает ±1 с, автоматически осуществляется коррекция часов счетчика, для которого выполняется данное условие.
Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ОАО «АТС» и филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.
Структура АИИС допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Количество измерительных каналов.....................................................................12.
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения приведены в таблице 2. Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с...................................................±5.
Переход с летнего на зимнее время.......................................................................автоматический.
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут......................................................30.
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии...............................30;
Формирование XML-файла для передачи внешним организациям...................автоматическое.
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных.......................................................................................................................автоматическое.
Период занесения результатов измерений в базу данных, ч...............................24.
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет...........3.
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ........................................................автоматическое.
Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС:
температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °C.................................от минус 45 до плюс 40;
температура окружающего воздуха (для счетчиков), °C.....................................от 0 до плюс 40;
частота сети, Гц........................................................................................................от 49,5 до 50,5;
индукция внешнего магнитного поля, мТл.......■...................................................не более 0,05.
Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: ток, % от 1ном...........................................................................................................от 2 до 120;
напряжение, % от Ином..........................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos <р (при измерении активной электрической энергии и мощности)...............................................................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;
коэффициент реактивной мощности, sin <р (при измерении реактивной электрической энергии и мощности).....................................................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.
Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС:
температура окружающего воздуха, °C.................................................................от 0 до плюс 40;
частота сети, Гц........................................................................................................от 49 до 51;
напряжение сети питания, В...................................................................................от 198 до 242.
Показатели надежности: Средняя наработка на отказ, часов........................................................................не менее 9208 ч;
Коэффициент готовности.......................................................................................не менее 0,997.
Таблица 1 - Перечень ИК и состав
| ИК | Диспетчерское наименов-ание присоединения | Тип ТТ | Зав. № | K-m mp. | Ki.m. TT | Tun TH | Зав. № TH | К-m тр. | Кл.т. TH | Тип счетчика | Зав. № счетчика | Кл. т. при изм. акт эн. | Кл. m. при изм. реакт. эн. | Тип УСПД, зав Ks, |
| 1 | ВЛ-537 Беловская ГРЭС | СА-525 | A:0505363/ll B:0505363/3 C:0505363/15 | 2000/1 | 0,2s | DFK-525 | А:0511740/2 В:0511740/1 С:0511740/14 | 500000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154667 | 0,2S | 0,5 | «RTU-325-E1-512-M3-B4-G», зав № 4632 |
| А:0410471/9 В:0410471/12 С:0410471/15 |
| 2 | ВЛ-517 Назаровская ГРЭС | СА-525 | A:0505363/13 B.0505363/6 C:0505363/4 | 2000/1 | 0,2s | DFK-525 | А:0511740/10 В:0511740/9 С:0511740/13 | 500000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154665 | 0,2S | 0,5 |
| А:0410471/4 В:0410471/8 С:0410471/13 |
| 3 | ВЛ-110 кВ ПС Брусничная-2 | SB-0,8 | A:05364389; B:05364376; C:05364375 | 500/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А:1535 В:1550 С: 1499 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154680 | 0,2S | 0,5 |
| 4 | ВЛ-110 кВ ПС Брусничная-1 | SB-0,8 | A:05364392; B:05364377; C:05364388 | 500/1 | 0,2s | НАМИ-11 ОУ ХЛ1 | А: 1548 В:1501 С: 1547 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154670 | 0,2S | 0,5 |
| 5 | ВЛ-110 кВ ПС Иверка | SB-0,8 | A:05364373; B.05364394; C:05364370 | 1500/1 | 0,2s | НАМИ-11 ОУ ХЛ1 | А:1535 В:1550 С: 1499 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154673 | 0,2S | 0,5 |
| 6 | ВЛ-110 кВ ПС Яйская | SB-0,8 | A:07041968 B:07041985 C.07041986 | 1500/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А: 1548 В:1501 С: 1547 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154679 | 0,2S | 0,5 |
| 7 | ВЛ-110 кВ ПС НПС-2 | SB-0,8 | A:05364369; B:05364365; C:05364368 | 1000/1 | 0,2s | НАМИ-110У ХЛ1 | А: 1548 В:1501 С: 1547 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154671 | 0,2S | 0,5 |
| 8 | ВЛ-110 кВ ПС НПС-1 | SB-0,8 | A:05364378; B:05364386; C-.05364374 | 1000/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А:1535 В:1550 С: 1499 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154677 | 0,2S | 0,5 |
| Л« ИК | Диспетчерское наименов-ание присоединения | Тип ТТ | Зав. № | K-m mp. | Кл.т. TT | Tun TH | Зав. № TH | К-m тр. | Кл.т. TH | Тип счетчика | Зав. № счетчика | Кл. т. при изм. акт эн. | Кл. m. при изм. реакт. эн. | Тип УСПД, зав №, |
| 9 | ВЛ-110 кВ ПС Анжерская ЛПУ-1 | SB-0,8 | A:05364391; B:05364385; C:05364390 | 1000/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А: 1548 В:1501 С: 1547 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154672 | 0,2S | 0,5 | |
| 10 | ВЛ-110 кВ ПС Анжерская ЛПУ-2 | SB-0,8 | A:05364363; B:05364366; 005364364 | 1000/1 | 0,2s | НАМИ- 11 ОУ ХЛ1 | А:1535 В:1550 01499 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154678 | 0,2S | 0,5 |
| 11 | ВЛ-110 кВ ПС КТПБ-1 | SB-0,8 | A: 05364384 B:05364383 C:05364379 | 500/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А: 1548 В:1501 01547 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154675 | 0,2S | 0,5 |
| 12 | ВЛ-110 кВ ПС КТПБ-2 | SB-0,8 | A:05364382 B:05364380 005364381 | 500/1 | 0,2s | НАМИ-110УХЛ1 | А: 1535 В:1550 01499 | 110000 /100 | 0,2 | EA02RA L-P4B-4 | 01154668 | 0,2S | 0,5 |
ИИК ТИ АИИС
Таблица 2 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС в рабочих условиях применения
| Д % ОТ /ном | cos (р | ИК №№ 1 н-12 |
| <5/,±% |
| 2 | 0,5 | 1,9 | 2,0 |
| 5 | 0,5 | 1,4 | 1,3 |
| 20 | 0,5 | 1,2 | 0,98 |
| 100 | 0,5 | 1,2 | 0,96 |
| 2 | 0,8 | 1,4 | 2,7 |
| 5 | 0,8 | 1,1 | 1,6 |
| 20 | 0,8 | 0,92 | 1,2 |
| 100 | 0,8 | 0,92 | 1,1 |
| 2 | 0,865 | 1,3 | 3,1 |
| 5 | 0,865 | 1,1 | 1,9 |
| 20 | 0,865 | 0,89 | 1,3 |
| 100 | 0,865 | 0,89 | 1,2 |
| 2 | 1 | 1,0 | - |
| 5 | 1 | 0,77 | - |
| 20 | 1 | 0,70 | - |
| 100 | 1 | 0,70 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС». Формуляр».
Комплектность
В комплект АИИС входят технические средства и документация, указанные в таблице 3. Таблица 3
| Технические средства ИИК ТИ в соответствии с таблицей 1 |
| Технические средства ИВК в составе: |
| Наименование оборудования | Тип (модификация, исполнение) |
| Коммуникационный сервер | DL360G5 |
| Устройство сбора и передачи данных | УСПД «RTU-325-E1-512-M3-B8-Q-I2-G» |
| УССВ на базе GPS-приемника | УССВ-35Н8У |
| АРМ | На базе персонального компьютера |
| Документация |
| «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС». Технорабочий проект 70616889.422222.007. |
| «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС». Формуляр» |
| «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС». Методика поверки» |
Поверка
Поверка измерительных каналов АИИС проводится в соответствии с документом «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС» . Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ СНИИМ «__»2009 г.
Межповерочный интервал - 4 года.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У-01, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма В АФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-5».
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке: измерительные трансформаторы тока -по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки», измерительные трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», счетчики электрической энергии УвроАльфа - в соответствии с документом "ГСП. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки" (ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» сентябрь 2007 г.), устройство сбора и передачи данных «RTU-325» - в соответствии с документом ДИЯМ.466453.005 МП.
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ГОСТ Р 8.596-2002
ГОСТ Р 52323-05
ГОСТ 26035-83
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
70616889.422222.007.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия
Трансформаторы тока. Общие технические условия
Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии филиала ПС 500 кВ «НовоАнжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС». Технорабочий проект
Заключение
Тип «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Ново-Анжерская» МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС», зав. № 1 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
