АИИС КУЭ ПС 330 кВ Лоухи

В состав программно–технических средств АИИС КУЭ ПС 330 кВ Лоухи входят:

— микропроцессорные электросчетчики активно-реактивные (реверсивные 2А+2Р), класс точности 0,2S для 4 ВЛ 330 кВ (для существующих W2D и W11D соответственно на ПС Княжегубская и на Путкинскую ГЭС и для вновь сооружаемых W4D и W7D соответственно на ПС Княжегубская и на Путкинскую ГЭС), для автотрансформаторов Т1, Т2 – всего 6 электросчетчиков (24 точки учета);

— микропроцессорные электросчетчики активно-реактивные (реверсивные 2А+2Р), класс точности 0,5S для ВЛ 110 кВ (2 ВЛ на ПС 47 Лоухи-тяговая и две от Т1, Т2) – всего 4 шт. (16 точек учета);

— микропроцессорные электросчетчики (однонаправленные) А+Р, класс точности не хуже 0,5S  для фидеров 10 кВ – 11шт. (22 точки учета);

— электронные электросчетчики учета активной электроэнергии С.Н. 0,4 кВ, класс точности 0,5S  – всего 3 шт. (3 точки учета).

Таким образом, система АИИС КУЭ новой части ПС Лоухи должна быть рассчитана на автоматизацию учета электроэнергии и мощности по 65 точкам учета с возможностью последующего объединения и всех существующих в настоящее время счетчиков на ПС с импульсными выходами. Упрощенная электрическая схема подстанции с указанием мест установки электросчетчиков приведена на чертеже № 398-43-т.4-4.

Все электросчетчики должны передавать информацию в УСПД по цифровым интерфейсам RS-485:

— устройство сбора и передачи данных  (УСПД), обеспечивающие прием информации от электросчетчиков по цифровым интерфейсам RS-485 (не менее 65 точек учета для ПС 330/110/10 кВ Лоухи, II участок строительства транзита 330 кВ);

— подробные технические требования по электросчетчикам и УСПД приводятся ниже.

На уровне УСПД осуществляется синхронизация времени с помощью спутникового устройства синхронизации системного времени (УССВ).

Функциональные требования к системе и ее компонентам АИИС КУЭ на подстанции 330 кВ Лоухи

Система АИИС КУЭ на подстанции 330 кВ Лоухи должна соответствовать «Нормам технологического проектирования ПС» (СО 153-34.20.122-2006), утвержденных приказом № 187 ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006 г., приложениям к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка, приложениям к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, утвержденных НП «АТС» 01.09.2006 г., РД34.09..101-94 и выполнять следующие функции:

1)  измерение и сбор информации о расходе электроэнергии и мощности (здесь и далее – активной и реактивной) от микропроцессорных счетчиков, установленных на контролируемых присоединениях, по цифровым интерфейсам;

2) сбор, перевод в именованные величины и привязку к астрономическому времени информации о расходе электроэнергии и мощности от счетчиков с цифровыми и числоимпульсными интерфейсами;

3) группирование (в заданных сочетаниях) собираемой информации о расходе электроэнергии и мощности по измерительным каналам учета в группы учета;

4) обработку, накопление, хранение и отображение собранной информации по электроэнергии и мощности, а также ввод, хранение и отображение параметров настройки и служебной информации;

5) вычисление балансов электроэнергии на объекте по уровням напряжения и по объекту в целом в заданные моменты или периоды времени и сравнение их с допустимыми значениями небаланса, а также контроль достоверности передаваемых/получаемых данных;

6) передачу (по запросам) вышеуказанной накопленной информации по различным видам каналов связи в удаленные Центры сбора и обработки информации, а также передачу информации по различным цифровым интерфейсам в расположенные на контролируемом объекте локальные рабочие станции (ПЭВМ);

7) защиту от несанкционированного доступа к данным АИИС КУЭ в ИИК, ИВКЭ на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне (установка пломб, марок и т.п.);

8) контроль показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97;

9) определение потерь электроэнергии при передаче от точки измерения до границы балансовой принадлежности.

Кроме того:

— должны учитываться программные и технические решения построения АИИС КУЭ, осуществляемые в МЭС Северо-Запада в 2003-2004 гг;

— должны выполняться мероприятия по метрологическому обеспечению системы в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002, включая разработку методики выполнения измерений (МВИ), её аттестацию и внесение в Федеральный реестр МВИ, внесение АИИС КУЭ в Госреестр средств измерений, как единичное средство измерения;

-должна быть разработана программа обеспечения надёжности АИИС КУЭ в соответствии с ГОСТ 27.002;

— АИИС КУЭ должна быть интегрирована с АСУ ТП подстанции в части: передачи в АСУ ТП результатов измерения количественных параметров электроэнергии, получения из АСУ ТП положения состояния выключателей и разъединителей;

— должна быть проведена процедура установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ с присвоением коэффициента класса качества и получением Акта соответствия в НП «АТС».