Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ "Нижний Куранах", 52532-13

Назначение

Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах» (далее - ИК АИИС КУЭ) предназначены 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 присоединениях ВЛ 220 кВ «Нижний Куранах - НПС-16 № 1» и ВЛ 220 кВ «Нижний Куранах - НПС-16 № 2» объекта филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Амурское ПМЭС ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах» соответственно.

Описание

ИК АИИС КУЭ собраны на ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах», территориально расположенной в пос. Нижний Куранах Алданского района Республики Саха (Якутия), имеет многофункциональную, многоуровневую структуру.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики 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 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах», включает в себя:

•    шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) «Шлюз Е-422» (Госреестр СИ РФ № 36638-07, зав. №№ 08602, 27751, технических средств каналов передачи данных и источника бесперебойного питания;

•    шкаф УСПД, созданный на базе УСПД RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 37288

08, зав. № 004478), 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 электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 счётчиков может быть считана, как в ручном режиме управления, через встроенные оптопорты счётчиков, посредством переносного инженерного пульта оборудованного оптическим преобразователем для работы со счетчиками электрической энергии, так и в дистанционном режиме - по двум независимым цифровым выходам счётчиков интерфейса RS-485, подключенных к устройствам «Шлюз Е-422».Устройства «Шлюз Е-422» работают в режиме туннелирования (режим преобразования интерфейсов).

УСПД «RTU-325L» автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счётчиков через устройства «Шлюз E-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 счетчиков;

•    программное обеспечение УСПД;

•    программное обеспечение АРМ персонала;

•    программное обеспечение инженерного пульта.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков 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 счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов

счетчиков осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счетчиков 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 счетчиков 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

Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики 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, счетчиков 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.

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 счетчиков), 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

Лист № 6 Всего листов 9

службы не менее 25 лет, среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 300000 ч.;

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее То = 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 ИК АИИС КУЭ.

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;

-    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 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах».

Комплектность

Полная комплектность каналов измерительных ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах» 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.

Поверка

осуществляется по документу МП 52532-13 «Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»». 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»;

Лист № 8 Всего листов 9

-    счетчиков 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 r.;

-    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:

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ «Нижний Куранах - НПС № 16» с ПС 220/10 кВ НПС № 16 и расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Нижний Куранах» Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии. Технорабочий проект П2200390-235-ФСК/ВС/ТЭСП-147-АСК.

Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительным ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»

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.