−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03класса точности
0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкафУСПД,всоставкотороговходитУСПДЭКОМ-3000,блок
бесперебойного питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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 электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» в
состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов
точного времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ
«Еланская» осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в
счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и
УССВ на значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
2
3
технических и организационных мероприятий.
4
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
440000
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02050456
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ
ТН
4
АТВ-220-II У2
ВТВ-220-II У2
СТВ-220-II У2
АНКФ 220-58 У1
ВНКФ 220-58 У1
СНКФ 220-58 У1
5
№ 2257
№ 2266
№ 878
№ 4370
№ 4276
№ 4381
1
ВЛ-220 кВ ТУ ГРЭС -
Еланская-1
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
14626-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
5
ТТ
ТН
440000
2
ВЛ-220 кВ ТУ ГРЭС -
Еланская-2
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 01058748
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
660000
3
МСВ-ОВ-220кВ
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02050007
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
4
ВЛ 110 кВ Еланская –
Тальжино-1
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02058631
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-220-II У2
ВТВ-220-II У2
СТВ-220-II У2
А НКФ 220-58 У1
ВНКФ 220-58 У1
СНКФ 220-58 У1
№ 902
№ 593
№ 1322
№ 4108
№ 4219
№ 3949
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
14626-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВ-220-II У2
ВТВ-220-II У2
СТВ-220-II У2
А НКФ 220-58 У1
ВНКФ 220-58 У1
СНКФ 220-58 У1
№ 2262
№ 2881
№ 2884
№ 4108
№ 4219
№ 3949
КТ=0,5
Ктт=1500/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
14626-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 910
№ 1664
№ 1698
№ 2384
№ 2761
№ 13631
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
6
ТТ
ТН
220000
5
ВЛ 110 кВ Еланская –
Тальжино-2
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02050788
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
6
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02050781
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
7
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 01058589
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 3559
№ 3551
№ 2949
№ 2358
№ 2362
№ 2335
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 962
№ 2945
№ 3017
№ 2384
№ 2761
№ 13631
ВЛ
110
кВ Куз.
ТЭЦ- Еланская-
1
с
ответвлением
на
ПС
Орджоникидзевскую
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 3026
№ 1419
№ 1717
№ 2358
№ 2362
№ 2335
ВЛ
110
кВ Куз.
ТЭЦ- Еланская-
2
с
ответвлением
на
ПС
Орджоникидзевскую
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
7
ТТ
ТН
220000
8
ВЛ 110 кВ Куз. ТЭЦ-
Еланская- 3
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 01058780
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
9
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02054685
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
10
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 03050236
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 3034
№ 1722
№ 1413
№ 2384
№ 2761
№ 13631
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1522
№ 2912
№ 1741
№ 2384
№ 2761
№ 13631
ВЛ
110
кВ ЮК
ГРЭС-
ТУ
ГРЭС-
1
с
ответвлениями
на
ПС
Еланская,
Абагурская,
Осинниковская
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1747
№ 1667
№ 3572
№ 2358
№ 2362
№ 2335
ВЛ
110
кВ ЮК
ГРЭС-
ТУ
ГРЭС-
2
с
ответвлениями
на
ПС
Еланская,
Абагурская,
Осинниковская
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
110000
11
ВЛ 110 кВ Еланская -
Хвостохранилище-1
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 02050783
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
110000
12
ВЛ 110 кВ Еланская -
Хвостохранилище-2
Счетчик
СЭТ - 4ТМ.03.01
№ 01056445
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
13
ОМВ 110 кВ
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03
№ 01058450
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-110-II
ВТВ-110-II
СТВ-110-II
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1130-1
№ 1130-2
№ 1130-3
№ 2384
№ 2761
№ 13631
КТ=0,5
Ктт=500/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВ-110-II
ВТВ-110-II
СТВ-110-II
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1131-1
№ 1131-2
№ 1131-3
№ 2358
№ 2362
№ 2335
КТ=0,5
Ктт=500/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВУ-110-50-У2
ВТВУ-110-50-У2
СТВУ-110-50-У2
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1517
№ 1737
№ 1726
№ 2358
№ 2362
№ 2335
КТ=0,5
Ктт=1000/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
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 «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
9
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.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
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚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 - (750±30) мм рт.ст.
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 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 - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 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˚С до +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 - (750±30) мм рт.ст.
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 в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» как его неотъемлемая часть.
10
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» - не менее
20 лет.
В АИИС КУЭПодстанция 220 кВ «Еланская» используются следующие виды
резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя 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:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
(возможность
11
использования цифровой подписи).
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии Подстанция 220 кВ «Еланская» АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ Подстанция 220 кВ «Еланская» проводится по документу МИ 3000-
2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИГЛШ.411152.124
РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ;
−
средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «поверка» Руководства по
эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 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).
Межповерочный интервал - 4 года.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
