Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ "Ново-Анжерская" МЭС Сибири - филиал ОАО "ФСК ЕЭС"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 09 от 17.09.09 п.172
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36340
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание