Организации сбора доаварийной информации ИОС 5.1.2

П2200218-4713-00-ИОС5.1.2.ГЧ_л.2.dwg

Условные обозначения
подлежащие реконструкции при вводе соответствующего титула
запроектированное по данному титулу
УТМ Бийск. ЭУ (осн.)
ПС 220 кВ Чесноковская
УТМ Бийск. ЭУ (рез.)
ОПУ. Шкаф ТМ (нов.). №20
ПС 500 кВ Барнаульская
(резервный комплект)
ПС Барнаул.(осн. комп.)
ПС Барнаул.(рез. комп.)
ПС Бийск.(осн. компл.)
ПС Бийск.(рез. компл.)
ПС Троицк.(осн. комп.)
ПС Троицк.(рез. комп.)
ПС Чеснок.(осн. комп.)
ПС Чеснок.(рез. комп.)
ПС Бийск.(осн. комп.)
ПС Бийск.(рез. комп.)
Структурная схема сбора и передачи доаварийной информации Алтайской энергосистемы

3_Текстовая часть ТЧ 1_ПС Троицкая.doc

Основание для разработки3
Общая информация о системе сбора и передачи доаварийной информации5
Описание структуры технических средств системы сбора и передачи доаварийной информации Алтайской энергосистемы6
Решения по созданию ССПДИ на ПС Троицкая9
1Решения по устройствам сбора информации9
2Решения по сбору и обработке дискретной информации (телесигнализации)10
3Решения по сбору и обработке аналоговой доаварийной информации (телеизмерениям)10
4Решения по синхронизации системного времени12
5Решения по электропитанию оборудования ССПДИ13
6Решения по размещению комплекса технических средств ССПДИ на объекте с обеспечением требований к окружающей среде пожаротушению электромагнитной совместимости13
7Решения по организации телеизмерений текущей мощности по ВЛ для передачи в аппаратуру САОН14
8Решения по передаче доаварийной информации15
Решения по метрологическому обеспечению16
1Общие требования к МО ИС16
2Общие сведения по измерениям доаварийной информации16
4Требования по безопасности17
5Условия выполнения измерений17
6Решения по организации измерений19
6.1Требования к измерениям и нормам точности измерений19
6.2Перечень измеряемых параметров и характеристики ИК ИС19
6.3Нормирование МХ СИ в составе ИК ИС20
6.4Нормирование МХ ИК ИС21
7Мероприятия по МО ИС23
7.1Требования к методикам (методам) измерений23
7.2Требования к СИ входящим в состав ИК ИС23
7.3Требования к ИК входящих в состав ИС23
7.4Требования к связующим компонентам ИС24
7.5Поверка и калибровка ИС24
7.6Состав документов по МО25
Решения по организации эксплуатации ССПДИ26
1Требования к безопасности и условиям работы персонала26
2Организационные и технические мероприятия для эксплуатации ССПДИ26
Предварительная спецификация оборудования для создания ПТК ССПДИ29
Ведомость исполнителей проектной документации31
Таблица регистрации изменений32
Основание для разработки
Система сбора и передачи доаварийной информации ПС 220 кВ Троицкая проектируется с учетом требований следующих документов:
- Федеральный закон Российской Федерации № 102-ФЗ от 26.06.2008 «Об обеспечении единства измерений»;
- ГОСТ 8.009-84 ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерения;
- ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
- ГОСТ Р 8.563-2009 ГСИ. Методики (методы) измерений;
- ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;
- ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия;
- ГОСТ 22.2.04-94 Метрологическое обеспечение контроля состояния сложных технических систем. Основные положения и правила;
- ГОСТ Р 52319-2005 (МЭК 61010-1:2001) Безопасность электрического оборудования для измерения управления и лабораторного применения. Часть 1. Общие требования;
- ГОСТ 12.2007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности;
- ГОСТ12.2.007.3-75 ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000В. Требования безопасности (с Изменениями N 1-4);
- СО 153-34.20.501-2003 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации;
- Положение о Единой технической политике в электросетевом комплексе Российской Федерации;
- СТО 56947007-29.240.10.028-2009 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ;
- РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016-2001 утвержденные постановлением Минтруда РФ от 05.01.2001 № 3 приказом Минэнерго РФ от 27.12.2000 №163;
- РД 153.34.0-11.209-99 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности;
Общая информация о системе сбора и передачи доаварийной информации
В данном томе приведены решения по организации сбора доаварийной информации на ПС 220 кВ Троицкая и последующей передачи ее в аппаратуру автоматики дозировки управляющих воздействий (АДВ) Бийского энергоузла. Также приведены решения по организации телеизмерений активной мощности с передачей их в аппаратуру специальной автоматики отключения нагрузки (САОН).
В соответствии с техническим заданием на проектирование и структурной схемой устройств АПНУ Бийского энергоузла разработанной в рамках ПредТЭО на ПС Троицкая создается система сбора и передачи доаварийной информации о состоянии (ремонтне ремонт) ВЛ 220 кВ Чесноковская-Троицкая (ЧТ-233) ВЛ 220 кВ Троицкая-Бийская (ТБ-234). Информация от датчиков ТС вводится в устройства телемеханики (основное и резервное) предназначенные для сбора доаварийной информации по Бийскому энергоузлу с помощью которых транслируется по существующим или вновь проектируемым каналам связи в АДВ Бийского энергоузла.
В настоящем проекте также организуется ввод информации о текущей мощности нагрузки очереди САОН (посредством телеизмерений активной мощности по вводам 35 10 кВ Т1 Т2) заведенной под отключение от данного ИУ САОН.
Описание структуры технических средств системы сбора и передачи доаварийной информации Алтайской энергосистемы
Структурная схема сбора и передачи доаварийной информации Алтайской энергосистемы приведена на чертеже П2200218-4713-00-ИОС5.1.2.ГЧ л.2.
Система сбора и передачи доаварийной информации (ССПДИ) включает в себя:
- цифровые многофункциональные измерительные преобразователи непосредственно измеряющие величину мощности по контролируемым элементам сети (сигналы ТИ);
- датчики контроля состояния элементов сети – ремонтне ремонт ВЛ (сигналы ТС);
- устройства телемеханики предназначенные для сбора обработки и передачи сигналов ТИ ТС с удаленных объектов к устройствам АДВ Барнаульского и Бийского энергоузлов.
Для сбора доаварийной информации и последующей передачи в АДВ Бийского энергоузла проектируется:
- на ПС 500 кВ Барнаульская предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телесигналов «Работаремонт ВЛ ББ-235». Для этих целей предусматриваются основное и резервное устройства телемеханики (для Бийского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Бийского энергоузла (на ПС Бийская) по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов основного и резервного каналов связи;
- на ПС 220 кВ Троицкая предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телесигналов «Работаремонт ВЛ ЧТ-233» «Работаремонт ВЛ ТБ-234». Для этих целей предусматриваются основное и резервное устройства телемеханики (для Бийского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Бийского энергоузла (на ПС Бийская) по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов основного и резервного каналов связи;
- на ПС 220 кВ Чесноковская предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телесигналов «Работаремонт ВЛ ЧТ-233». Для этих целей предусматриваются основное и резервное устройства телемеханики (для Бийского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Бийского энергоузла (на ПС Бийская) по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов основного и резервного каналов связи;
- на ПС 220 кВ Бийская предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телесигналов «работаремонт ВЛ ТБ-234 работаремонт ВЛ ББ-235 работаремонт АТ1 работаремонт АТ2» и в виде телеизмерений активной мощности по ВЛ ТБ-234 ББ-235. Для сбора сигналов ТС предусматриваются основное и резервное устройства телемеханики (для Бийского энергоузла). Для сбора телеизмерений предусматриваются резервированные цифровые измерительные преобразователи. Доаварийная информация от измерительных преобразователей заводится по линии интерфейса RS-485 в основное и резервное устройства телемеханики (для Бийского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Бийского энергоузла по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов.
На ПС Чесноковская ПС Троицкая ПС Барнаульская входящих в Бийский энергоузел сбор телеизмерений активной и реактивной мощности не выполняется.
Для сбора доаварийной информации и последующей передачи в АДВ Барнаульского энергоузла проектируется:
- на ПС 500 кВ Барнаульская предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телесигналов «Работаремонт АТ1 Работаремонт АТ2» и в виде телеизмерений активной мощности по вводам 220 кВ АТ1 АТ2. Для сбора сигналов ТС предусматриваются основное и резервное устройства телемеханики (для Барнаульского энергоузла). Для сбора телеизмерений предусматриваются резервированные цифровые измерительные преобразователи. Доаварийная информация от измерительных преобразователей заводится по линии интерфейса RS-485 в основное и резервное устройства телемеханики (для Барнаульского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Барнаульского энергоузла по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов;
- на ПС 220 кВ Чесноковская предусматривается резервированный сбор доаварийной информации в виде телеизмерений активной и реактивной мощности по ВЛ ЧС-232 ЧК-239 АЧ-8 ХЧ-9. Для этих целей предусматриваются резервированные цифровые измерительные преобразователи. Доаварийная информация от измерительных преобразователей заводится по линии интерфейса RS-485 в основное и резервное устройства телемеханики (для Барнаульского энергоузла). С устройств телемеханики доаварийная информация будет передаваться в аппаратуру АДВ Барнаульского энергоузла по протоколу МЭК-60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов основного и резервного каналов связи.
На ПС 220 кВ Чесноковская входящей в Барнаульский энергоузел сбор доаварийной телесигнализации не предусматривается.
Проектом предусмотрена организация сбора телеизмерений текущей активной мощности и последующей передачи в аппаратуру САОН.
На ПС 220 кВ Бийская предусматривается организация телеизмерений активной мощности по ВЛ БС-59 БС-60 БЗ-331 Б-307 БЗ-332 БД-327 БЛ-313 ББ-314 и ОВ-110 кВ.
На ПС 220 кВ Чесноковская предусматривается организация телеизмерений активной мощности по ВЛ ЧН-23 ЧН-24 ЧП-30 ЧП-159 ЧА-317 ЧА-318 ЧС-301 ЧС-302 ЧП-336.
На ПС 220 кВ Светлая предусматривается организация телеизмерений активной мощности по ВЛ СК-17 СК-47 СК-48 СО-49 СБ-427 и ОВ-110 кВ.
На ПС 220 кВ Троицкая предусматривается организация телеизмерений активной мощности по вводам 35 10 кВ Т1 Т2.
Для организации вышеуказанных телеизмерений спланировано использование цифровых измерительных преобразователей. Информация от измерительных преобразователей заводится по линии интерфейса RS-485 или по сети Ethernet (уточняется на стадии РД) непосредственно в аппаратуру САОН.
На подстанциях где требуется передача информации по цифровому интерфейсу между зданиями с целью исключения влияния электромагнитных помех на микропроцессорное оборудование предусматривается волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) с установкой преобразователей RS-485FO или Ethernet TPEthernet FO по обоим концам линии.
Решения по созданию ССПДИ на ПС Троицкая
1Решения по устройствам сбора информации
Для сбора и обработки телесигналов ремонтработа ВЛ 220 кВ Чесноковская-Троицкая (ВЛ ЧТ-233) ВЛ 220 кВ Троицкая-Бийская (ВЛ ТБ-234) на ПС Троицкая предусматриваются основной и резервный контроллеры телемеханики для передачи данных в АДВ Бийского энергоузла.
Телесигналы вводятся в контроллеры телемеханики посредством «сухих» контактов с устройств ПА шкафа ФОЛ.
Прошедшая первичную обработку телеметрическая информация от контроллера телемеханики предается по интерфейсу Ethernet по протоколу МЭК 60870-5-104 посредством основного и резервного коммутаторов в аппаратуру связи для трансляции на ПС Бийская.
Многофункциональные контроллеры телемеханики предназначены для считывания и обработки дискретной аналоговой и цифровой информации передачи ее на вышестоящие и смежные автоматизированные системы по цифровым интерфейсам.
Многофункциональные контроллеры телемеханики должны обеспечивать:
- сбор обработку и хранение информации с внешних информационно-измерительных комплексов (ИИК) различных производителей по цифровым протоколам МЭК 60870-5-101 МЭК 60870-5-104 Modbus и собственным протоколам модулей;
- регистрацию дискретных сигналов о состоянии средств и объектов измерений;
- передачу обработанных результатов в систему верхнего уровня с использованием цифровых протоколов МЭК 60870-5-101104;
- ведение «Журнала событий»;
- самодиагностику с фиксацией результатов в «Журнале событий»;
- программную защиты от несанкционированного изменения параметров и данных.
Многофункциональные контроллеры телемеханики должны иметь (не менее):
- четыре порта последовательных интерфейсов RS-485;
- один порт интерфейса Ethernet 10100
- два порта последовательных полно модемных интерфейсов RS-232;
- два порта USB 2.0: один порт HOST и один порт Dev
- два антенных разъема SMA для подключения антенн к GSM и GPS модулям;
- разъем для подключения SIM-карты с доступом к ней без разборки прибора;
- скрытый от пользователя разъем для установки карты памяти типа m
- восемь дискретных входов типа «сухой контакт»;
- светодиодные индикаторы отображающие текущее состояние контроллера.
Степень защиты контроллера от проникновения внутрь посторонних твердых частиц пыли и воды не ниже IP51 по ГОСТ 14254-96.
2Решения по сбору и обработке дискретной информации (телесигнализации)
На ПС Троицкая предусматривается сбор дискретных телесигналов типа «сухой контакт» «Ремонтработа» ВЛ 220 кВ Чесноковская-Троицкая (ЧТ-233) ВЛ 220 кВ Троицкая-Бийская (ВЛ ТБ-234) на входы DI контроллера телемеханики с передачей в АДВ Бийского энергоузла. Сбор телеметрической информации выполняется дублировано.
Источниками дискретных телесигналов являются контакты реле шкафа ПА ФОЛ (нормально замкнутыенормально разомкнутые).
Телесигналы подключаются к дискретным входам контроллера контрольным кабелем
В процессе первичной обработки дискретных сигналов вводимых в виде «сухого контакта» выполняются: устранение влияния "дребезга" возникающего как при замыкании так и при размыкании контактов присвоение меток времени событиям и любому изменению состояния оборудования.
При появлении недостоверности (одновременном появлении двух одинаковых сигналов) формируется предупредительный сигнал.
3Решения по сбору и обработке аналоговой доаварийной информации (телеизмерениям)
На ПС 220 кВ Троицкая сбор телеизмерений активной мощности для передачи в АДВ не выполняется.
На ПС Троицкая предусматривается организация телеизмерений активной мощности по вводам 35 кВ Т1 Т2 вводам 10 кВ Т1 Т2 для передачи непосредственно в аппаратуру САОН. Для целей телеизмерений используются многофункциональные цифровые измерительные преобразователи размещаемые в шкафу 6Ра в ОПУ.
Схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС приведена в томе П2200218-4713-00-ИОС5.1.3.ГЧ лл.23.
Длины кабелей для подключения ИП проектируемых в настоящем проекте к существующим измерительным цепям ТТ ТН приведены в таблицах 4.14.2.
Таблица 4.1 – Новые участки токовых измерительных цепей
Сечение жилы на фазу мм2
Таблица 4.2 – Новые участки измерительных цепей напряжения
В ходе первичной обработки аналоговой информации должны выполняться: фильтрация формирование признаков достоверности масштабирование (вычисление реальных физических величин в именованных единицах с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН).
Многофункциональный цифровой измерительный преобразователь должен обеспечивать:
- выполнение телеизмерений фазных токов напряжений активной реактивной и полной мощности с передачей информации в систему САОН по интерфейсу RS-485 или Ethernet c использованием стандартных протоколов обмена;
- самодиагностику ошибок с фиксацией результатов в «Журнале событий» и сигнализацией с помощью светодиодов на лицевой панели устройства;
- программную защиты от несанкционированного изменения параметров и данных;
- светодиодную сигнализацию работы и неисправности прибора.
Многофункциональные цифровые измерительные преобразователи должны иметь (не менее):
- двух портов интерфейсов RS-485;
- один порт интерфейса RS-232 для локального конфигурирования изделия пользователем;
- светодиодные индикаторы отображающие текущее состояние преобразователя.
4Решения по синхронизации системного времени
В соответствии с ГОСТ Р 55105-2012 телеизмерения и телесигнализация поступающие в ПТК верхнего уровня централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) должны содержать метки единого астрономического времени формируемые на объектах электроэнергетики.
Для выполнения функций внутренней регистрации устройства ПА должны быть синхронизированы с помощью систем единого времени с точностью до 1 мс.
Проектом предусмотрена синхронизация устройств ПА в том числе подключенных по цифровому интерфейсу к ИУ САОН измерительных преобразователей по времени от приемника точного времени GPS системы ССПИ.
Выполнять синхронизацию системного времени для аппаратуры ССПДИ предусматривается путем использования встроенного в контроллер телемеханики системы ССПДИ приемника точного времени ГЛОНАССGPS.
Система обеспечения точного времени ГЛОНАССGPS контроллера телемеханики обеспечивает привязку дискретным сигналам меток точного времени с точностью не ниже 1 мс.
5Решения по электропитанию оборудования ССПДИ
Электропитание аппаратуры системы ССПДИ осуществляется от сети переменного тока напряжением 220 В с частотой 50 Гц с допустимыми отклонениями напряжения ±10% и частоты ±1 Гц.
Для обеспечения аппаратуры гарантированным электроснабжением проектом предусматривается установка АВР в шкафу ССПДИ с вводом питания от двух независимых источников (1 2 секций шин ЩСН 04 кВ – панель №6 и панель №12).
Для защиты электрических цепей от перегрузок и коротких замыканий применены вводные автоматические выключатели двухполюсные с характеристикой срабатывания В (в диапазоне 4Iном. ±20% - срабатывает электромагнитный расцепитель) отключающая способность 6 кА. Номинальный ток автоматических выключателей выбран равным 3 А исходя из номинальной мощности электроприемников и в соответствии с принципом времятоковой селективности.
Для электропитания коммутаторов постоянным током напряжения 24 вольта в шкафу ССПДИ предусматриваются преобразователи электропитания 220VAC24VDC.
Защитное заземление КТС ССПДИ должно быть выполнено согласно ПУЭ (7-е издание раздел 1 глава 1.7). Клеммы штатного защитного заземления технических средств должны быть надежно присоединены к шине защитного заземления шкафов НКУ (шина РЕ). Шина РЕ НКУ должна быть надежно присоединена к общему контуру заземления подстанции. Переходное сопротивление на контактных соединениях контура заземления не должно превышать 01 Ом. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом.
Схема щита собственных нужд переменного тока с перечнем потребителей приведена в томе П2200218-4713-00-ИОС5.1.5.ГЧ л.2
6Решения по размещению комплекса технических средств ССПДИ на объекте с обеспечением требований к окружающей среде пожаротушению электромагнитной совместимости
Технические средства ССПДИ размещаются в релейном зале №1 общеподстанционного пункта управления (ОПУ) во вновь проектируемых шкафах 6Ра 12Ра двухстороннего обслуживания. В шкафу 12Ра будут размещаться контроллеры телемеханики для сбора и передачи информации в АДВ Бийского энергоузла и коммутаторы. В шкафу 6Ра спланировано размещать измерительные преобразователи для телеизмерений текущих значений активной мощности для передачи в систему САОН по вводам 35 кВ и 10 кВ Т1 Т2 также испытательные коробки (блоки).
Технические средства ССПДИ устанавливаемые в помещениях должны соответствовать ГОСТ 12997-84 группа В4 и иметь степень защиты не ниже IP51 и надежно функционировать при следующих условиях:
- рабочая температура окружающей среды 5 — 40°С;
- относительная влажность воздуха 30 — 75% при температуре 25°С;
- предельная влажность воздуха 20 — 95% при температуре 25°С (без конденсации);
- атмосферное давление (группа Р1) 846 — 1067 кПа;
- вибрация в диапазоне частот 05 — 50 Гц с амплитудой 015 мм (группа N1);
- напряженность внешних магнитных полей постоянного и переменного тока
- напряженность внешних электрических полей до 10 кВм;
- содержание пыли в помещениях — в соответствии с требованиями для электротехнических помещений.
ССПДИ должна функционировать с заданным качеством в определенной электромагнитной обстановке (ЭМО) не создавая при этом недопустимых электромагнитных помех другим техническим средствам и недопустимых электромагнитных воздействий на биологические объекты.
Размеры шкафов с контроллерами телемеханики измерительными преобразователями составляют: 2200х800х600мм (высота ширина глубина).
Конструкция и размещение шкафов ПТК должны удовлетворять требованиям электро и пожаробезопасности в соответствии с ПТЭ (РД 34.20-501-95) ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ ГОСТ 12.2.007.6-75 ССБТ ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ и ГОСТ 12.1.004-91.
План расположения оборудования в ОПУ приведен в томе П2200218-4713-00-ИОС5.1.7.ГЧ л.4
7Решения по организации телеизмерений текущей мощности по ВЛ для передачи в аппаратуру САОН
На основании технического задания на проектирование предусмотрена организация сбора телеизмерений активной мощности и последующей передачи в аппаратуру САОН.
На ПС 220 кВ Троицкая предусматривается организация телеизмерений активной мощности по вводам 35 кВ Т1 Т2 вводам 10 кВ Т1 Т2. Для этих целей предусматриваются цифровые измерительные преобразователи размещаемые во вновь проектируемом шкафу №6Ра в релейном зале №1 здания ОПУ подстанции. Информация от измерительных преобразователей заводится по линии интерфейса RS-485 или по сети Ethernet (уточняется на стадии РД) непосредственно в аппаратуру САОН.
8Решения по передаче доаварийной информации
В соответствии с ГОСТ Р 55105-2012 для передачи телеметрической информации с объектов электроэнергетики в комплексы ЛАПНУ должны предусматриваться два независимых цифровых канала связи с дублированным режимом передачи информации. Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации (телеизмерений телесигнализации) с объектов электроэнергетики в комплексы ЛАПНУ не должно превышать 1 с.
С подстанции 220 кВ Троицкая предусмотрена передача телеметрической информации в аппаратуру АДВ Бийского энергоузла. Для этих целей организуется основной (ВОЛС) и резервный (ВЧ) каналы связи.
Сопряжение аппаратуры сбора доаварийной информации – контроллеров телемеханики с аппаратурой связи ВОЛС и ВЧ предполагается осуществлять посредством коммутаторов Ethernet размещаемых в шкафу сбора доаварийной информации с использованием протокола обмена информацией МЭК 60870-5-104. Интерфейс и протокол обмена информацией может быть уточнен на этапе разработки рабочей документации.
Более подробно решения по волоконно-оптическим каналам связи ПА приведены в томе П2200218-4713-00-ИОС5.5.2 решения по ВЧ каналам связи ПА приведены в томе проектной документации П2200218-4713-00-ИОС5.5.1.
Решения по метрологическому обеспечению
1Общие требования к МО ИС
Порядок МО регламентируется действием Федерального закона Российской Федерации № 102-ФЗ от 26.06.2008 «Об обеспечении единства измерений» ГОСТР8.596 правилами техническими регламентами стандартами и другими нормативными документами ГРОЕИ Российской Федерации отраслевыми НД ОРД и СТО ОАО«ФСКЕЭС».
2Общие сведения по измерениям доаварийной информации
На ПС 220 кВ Троицкая предусматривается организация сбора телеизмерений активной мощности по вводам 35 10 кВ Т1 Т2 и передача измерительной информации от ИП непосредственно в аппаратуру САОН.
Метод измерения электрических величин построен по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов тока и напряжения. Первичные токи и напряжения контролируемого присоединения преобразуются измерительными ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы цифровых многофункциональных ИП. Схема аналого-цифрового преобразования ИП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока преобразование их в цифровой код и передачу микроконтроллеру. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление усредненных за период сети значений активной мощности среднеквадратических значений напряжения и тока в каждой фазе частоты сети коэффициента мощности и других параметров сети. По вычисленным значениям активной мощности напряжения и тока вычисляются полная и реактивная мощности. Вычисление мощностей трехфазной системы производится алгебраическим суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Вычисление мощностей производится по аттестованным в установленном порядке алгоритмам расчета.
Для обеспечения метками времени всех измеряемых и регистрируемых параметров используются внутренние часы ИП. Синхронизация внутренних часов осуществляется по линии цифрового интерфейса от терминала противоаварийной автоматики (ИУ САОН) который в свою очередь синхронизирован от системы ССПИ подстанции.
4Требования по безопасности
При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019 ГОСТ 12.2.007.0 «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ Р М-016-2001.
ТТ и ТН в эксплуатации должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ12.2.007.3 ГОСТ 12.2.007.0.
Безопасность электрического оборудования для измерений соответствует ГОСТР52319.
Для обеспечения безопасности работ проводимых в цепях измерительных приборов устройств релейной защиты и электроавтоматики вторичные цепи (обмотки) измерительных ТТ и ТН должны иметь постоянные заземления (8.1 ПОТ Р М-016-2001). Вторичные цепи ТН ТТ должны быть заземлены в соответствии с 2.2 РД 34.35.305 1.7 ПУЭ. Вторичные обмотки ТТ должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов устройств релейной защиты электроавтоматики цепь вторичной обмотки ТТ предварительно закорачивается на специально предназначенных для этого зажимах или с помощью испытательных блоков (специализированных клеммников).
5Условия выполнения измерений
При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток напряжение коэффициент мощности) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах. Технические параметры и метрологические характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ7746 ТН – ГОСТ 1983 цифровых ИП электрических величин – ГОСТ 22261 а условия эксплуатации СИ должны отвечать условиям применения указанным в эксплуатационной документации.
Метрологические характеристики ИК нормируют для рабочих условий применения в интервалах значений измеряемых и влияющих величин в частности:
- параметров контролируемых присоединений (ток напряжение частота коэффициент мощности и т.п.);
- внешних величин существенно влияющих на погрешность измерений (температура окружающего воздуха внешние магнитные поля и т.п.).
Условия проведения измерений электроэнергии и мощности приведены в таблице 5.1.
Т а б л и ц а 5.1 – Условия проведения измерений электрических величин
Наименования измеряемых параметров контролируемых присоединений и влияющих величин
Диапазоны изменения параметров контролируемых присоединений и рабочие условий применения СИ для состава ИК
Допускаемые по НД ТУ на СИ в составе ИК
(номинальные) значения
- ТТ класса точности 05
Коэффициент мощности cosj:
- вторичной нагрузки ТН ТТ
- измерительной цепи ИП
Потери напряжения во вторичной цепи ТН:
Вторичная нагрузка ТТ
Вторичная нагрузка ТН
Температура окружающего воздуха:
от минус 40 до плюс 50 С
от плюс 5 до плюс 50 С
Индукция внешнего магнитного поля
6Решения по организации измерений
6.1Требования к измерениям и нормам точности измерений
Измерения параметров независимо от их принадлежности к сфере ГРОЕИ должны выполняться с нормированной точностью (погрешностью) во всем диапазоне изменения измеряемого параметра.
Измерения электрических величин параметров осуществляются с погрешностью обеспечиваемой точностью измерительных трансформаторов цифровых ИП погрешностью трансформаторной схемы включения погрешностями от величины потерь в линии присоединения ИП к ТН дополнительными погрешностями ИП от влияющих факторов.
Требования в целом к ИК определяются ГОСТ Р 22.2.04 как сложной технической системы (СТС).
6.2Перечень измеряемых параметров и характеристики ИК ИС
Перечень измеряемых параметров и МХ СИ ИК входящих в состав ССПДИ приведены в таблице 5.2.
Т а б л и ц а 5.2 – Перечень измеряемых параметров и характеристики ИК (для измерения электрических величин)
Наименование присоединения
Норма точности измерения параметра
Требования к МХ СИ ИК ИС
Наименование ИС (подсистемы)
Отнесение к сфере Государственного
регулирования (в сферевне сферы)
Норматив-ный документ
Класс точности цифрового ИП
Предел падения напряжения во вторичных цепях %
6.3Нормирование МХ СИ в составе ИК ИС
МХ СИ в составе ИК ИС нормируются по ГОСТ8.009 с учетом рекомендаций приведенных в РМГ 62 при рабочих условиях эксплуатации измерительных компонентов определяемых таким сочетанием влияющих величин при которых характеристики погрешности ИК имеют по абсолютной величине (по модулю) наибольшее значение. МХ СИ являются исходной информацией для расчета МХ ИК ИС.
Определение погрешности ТТ
Согласно ГОСТ 7746 ТТ классов точности 05; 3 в рабочих условиях применения при установившемся режиме имеют погрешности приведенные в таблице 5.3.
Т а б л и ц а 5.3 – Пределы допускаемых погрешностей ТТ
номинального значения
Предел допускаемой погрешности
Определение погрешности ТН
По нормированным метрологическим характеристикам ГОСТ 1983 погрешность ТН:
- класса точности 05:
при нагрузке ТН от 25 до 100 % от номинальной мощности и на всем диапазоне нагрузки током cosj2 ³08 инд.
Определение основной погрешности цифрового ИП
МХ ИП при измерении напряжений токов и мощности приведены в таблицах 5.4 – 5.6.
Т а б л и ц а 5.4 – МХ ИП при измерении напряжения
Тип канала измерения напряжения
Основная относительная погрешность %
Допускаемый ТК* % ºC
* - Допускаемый температурный коэффициент (ТК) погрешности измерения в диапазоне рабочих температур за пределами нормальных
Т а б л и ц а 5.5 – МХ ИП при измерении тока
Тип канала измерения тока
Т а б л и ц а 5.6 – Пределы основной погрешности ИП при измерении мощности
Канала измерения мощности
6.4Нормирование МХ ИК ИС
ИК ИС состоят из СИ с нормированными MX. Расчет МХ ИК ИС выполняется в соответствии с РД 153-34.0-11.209 согласно МИ 222 МИ2168 а также другим действующим НД по расчету характеристик погрешности измерений общего (основополагающего) характера (ГОСТ 8.207 РД 50-453 МИ1730 МИ 2083) и НД по видам измерений и областям применения СИ.
Характеристику суммарной погрешности ИК ИС нормируют путем установления предела допускаемой относительной погрешности ИК в предусмотренных рабочих условиях применения ИС и при доверительной вероятности равной 095.
При определении предела допускаемой относительной погрешности ИК все составляющие необходимо принять случайными. В качестве характеристик следует использовать средние квадратичные отклонения взаимно некоррелированных случайных составляющих погрешности измерений с неизвестными законами распределения условно принятыми равномерными.
Предел допускаемой относительной погрешности ИК ИС при измерении электрических величин (тока напряжения мощности) вычисляем по формуле 5.1:
29 при измерении активной мощности; (5.2)
du – погрешность напряжения ТН %;
dq - (угловая) погрешность трансформаторной схемы подключения ИП за счет угловых погрешностей ТТ
dл – погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения ИП к ТН %;
dс.о – основная относительная погрешность ИП %;
dс.j – дополнительная погрешность ИП от j-ой влияющей величины % вычисляется по формуле: ;
- отклонение j-й влияющей величины от ее нормального значения ед. или %.
Результаты расчета допускаемой относительной погрешности ИК ССПДИ приведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7 – Расчет пределов допускаемых относительных погрешностей ИК при измерениях активной мощности при нормальных значениях влияющих факторов
Составляющие погрешности ИК
Т1 35 кВ Т1 10 кВ Т2 10 кВ
7Мероприятия по МО ИС
7.1Требования к методикам (методам) измерений
Независимо от отнесения измерений к сфере ГРОЕИ при разработке МИ необходимо руководствоваться ГОСТ Р 8.563 МИ 3269.
Разработка и аттестация МИ по данному титулу не предусматривается.
7.2Требования к СИ входящим в состав ИК ИС
МХ СИ должны обеспечивать нормированную точность измерения параметра во всем диапазоне его изменения.
СИ должны находиться в исправном состоянии и условия их эксплуатации должны соответствовать требованиям эксплуатационной и технической документации на СИ.
Конструктивное исполнение СИ должно позволять проводить в процессе всего срока эксплуатации поверку калибровку техническое обслуживание и ремонт СИ.
Все СИ применяемые для измерения параметров относящихся к сфере ГРОЕИ должны быть поверены и иметь действующее Свидетельство о поверке (или отметку в паспорте о первичной поверке) а также закрепительную пломбу с поверительным клеймом.
СИ применяемые для измерения параметров не относящихся к сфере ГРОЕИ должны быть откалиброваны иметь действующий сертификат о калибровке (иили знак калибровки) протокол калибровки и калибровочное клеймо.
7.3Требования к ИК входящих в состав ИС
Для каждого ИК должно быть проведено метрологическое обследование по результатам которого должен быть оформлен паспорт-протокол содержащий информацию обо всех СИ входящих в состав ИК – тип и наименование СИ номер в Государственном реестре СИ метрологические характеристики каждого СИ погрешности измерений ИК в целом.
Форма паспорта-протокола ИК применяемых вне сферы ГРОЕИ разрабатывается согласовывается структурным подразделение МО МЭС и является единой для ИК однотипных параметров.
7.4Требования к связующим компонентам ИС
Организация сбора и передачи измерительной информации выполняется в соответствии с ГОСТ Р 55105 СТО 56947007-29.240.10.028 СТО 56947007-29.130.01.092.
7.5Поверка и калибровка ИС
ИК применяемые вне сферы ГРОЕИ должны подвергаться калибровке.
Первичная калибровка ИК осуществляется в рамках испытаний по приемке ИС в эксплуатацию и совмещается как правило с метрологическим обследованием ИК аттестацией МИ. Периодическая калибровка ИК должна проводиться одновременно с метрологическим обследованием ИК в сроки совпадающие со сроком калибровки СИ с наименьшим (в составе ИК) межкалибровочным интервалом.
Плановые поверки и калибровки должны осуществляться в соответствии с годовыми календарными графиками разрабатываемыми метрологической службой и утверждаемыми в филиале с учетом эксплуатационных свойств иили условий эксплуатации СИ. Внеочередная калибровка проводится при возникновении у оперативного персонала сомнений в достоверности информации по какому-либо ИК или по соответствующим сигналам автоматического контроля.
Поверка и калибровка должны осуществляться представителями аккредитованных в соответствии ПР 50.2.014 ПР 50.2.018 метрологических служб юридических лиц.
Поверку и калибровку СИ по утвержденным методикам поверки (калибровки) должны осуществлять лица прошедшие специальное обучение и получившие подтверждение в форме соответствующего документа.
7.6Состав документов по МО
Комплект документов необходимых для организации метрологического обслуживания СИ на этапе их эксплуатации которые передаются Заказчику после ввода СИ и ИТС в эксплуатацию замены или выполнения работ по МО:
а) акты ввода в эксплуатацию акты замены СИ;
б) заводской паспорт на СИ (с отметкой о первичной поверке СИ);
в) свидетельства о поверке СИ; сертификаты о калибровке протоколы калибровки;
г) для ИС не относящихся к сфере ГРОЕИ:
- методика калибровки ИК;
- сертификаты калибровки ИК;
- аттестованные МИ с комплектом документов к ним;
- паспорта-протоколы на ИК;
- акты (копии) установки замены СИ.
Техническая (проектная конструкторская технологическая) документация на объекты нового строительства реконструкцию и модернизацию объектов и технологического оборудования МИ должны подвергаться метрологической экспертизе в установленном в области обеспечения единства измерений и ОАО«ФСКЕЭС» порядке в части соблюдения требований к измерениям и СИ.
Решения по организации эксплуатации ССПДИ
1Требования к безопасности и условиям работы персонала
Требования безопасности являются приоритетными по отношению к другим требованиям. ССПДИ должна быть построена таким образом чтобы ошибочные действия оперативного персонала или отказы технических средств не приводили к ситуациям опасным для жизни и здоровья людей. Требования к безопасности ПТК должны соответствовать требованиям раздела 2 ГОСТ 24.104-85 а также ПТБ.
Технические средства ПТК по требованиям защиты человека от поражения электрическим током относятся к классу 1 и должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75.
Оборудование ПТК требующее осмотра или обслуживания при работе электроустановки должно устанавливаться в местах безопасных для пребывания персонала.
Все внешние элементы технических средств ПТК находящиеся под напряжением должны быть защищены от случайного прикосновения к ним обслуживающего персонала а также иметь предупредительные надписи и гравировки на русском языке.
Сопротивление изоляции цепей в пределах одного устройства должно быть не менее 100 МОм. Допускается организация автономного логического (информационного) контура заземления по техническим условиям поставщиков ПТК. Контроль состояния заземляющих устройств должен выполняться в соответствии с РД 153-34.0-20.525-00.
Инструкции по эксплуатации технических средств ПТК должны включать специальные разделы требований по безопасности установки заземления и технического обслуживания.
Условия работы оперативного и обслуживающего персонала при эксплуатации ПТК должны соответствовать требованиям санитарных норм и требованиям безопасности персонала.
2Организационные и технические мероприятия для эксплуатации ССПДИ
ССПДИ представляет собой человеко-машинную систему в связи с этим ее функционирование должно обеспечиваться не только аппаратно-программным комплексом но и соответствующей организационной структурой. Организационная структура эксплуатации ССПДИ должна быть сформирована исходя из установленного режима эксплуатации подстанции то есть с присутствием на подстанции постоянного оперативного ремонтно - эксплуатационного персонала и персонала ответственного за сопровождение средств автоматизации.
Организационное обеспечение ССПДИ подстанции должно включать в себя:
- разработку и утверждение инструкций по эксплуатации технических средств и программного обеспечения ССПДИ;
- переработку оперативных и должностных инструкций и адаптацию их к условиям работы с применением ССПДИ;
- назначение из оперативного и эксплуатационного персонала лиц имеющих доступ к определенной информации ССПДИ и определение их полномочий по коррекции соответствующей информации в базе данных;
- назначение лиц ответственных за эксплуатацию технических средств и программного обеспечения ССПДИ;
- обучение персонала эксплуатации применению технических средств и программного обеспечения ССПДИ.
ССПДИ является восстанавливаемой технической системой требующей наличия эксплуатирующего персонала для замены ремонта и перезапуска отказавших элементов системы.
Численность и квалификация персонала необходимого для обслуживания ССПДИ зависят от:
- состава и количества комплектов оборудования находящихся в эксплуатации;
- надёжности применяемого оборудования;
- требований по объёму и периодичности проверок и технического обслуживания различных аппаратных и программных элементов комплекса.
В соответствии с "Нормативами численности промышленно-производственого персонала электрических сетей" Москва 2002 г. минимальная величина на которую должна быть увеличена численность персонала подстанции для выполнения комплекса работ по внедрению и функционированию ССПДИ оперативному и техническому обслуживанию технических средств ССПДИ составляет два человека включая:
- инженера по обслуживанию ССПДИ;
- администратора ССПДИ.
Инженер по обслуживанию ССПДИ должен нести ответственность за техническое состояние аппаратно-программных средств ПТК.
Администратор ССПДИ должен обеспечивать сопровождение общесистемного программного обеспечения ПТК.
Техническое обслуживание в процессе эксплуатации должно включать:
- проведение мероприятий по профилактическому обслуживанию и ремонту технических средств;
- сопровождение программного обеспечения ССПДИ;
- обеспечение необходимыми расходными материалами.
Основной задачей технического обслуживания является обеспечение нормальных условий эксплуатации оборудования ССПДИ.
Эксплуатация и обслуживание оборудования ССПДИ должно осуществляться в соответствии с требованиями следующих нормативных документов: «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТРМ-016-2001; «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации»; «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей».
Персонал обслуживающий оборудование ССПДИ на действующей подстанции должен пройти проверку знаний «Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации пожарной безопасности и так далее) в пределах требований предъявляемых к соответствующей должности и иметь соответствующую группу по электробезопасности в соответствии с указанными выше Правилами.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ по эксплуатации и обслуживанию оборудования ССПДИ на действующей подстанции являются:
- оформление работ нарядом или распоряжением;
- надзор во время работы;
- оформление перерыва в работе перевода на другое место окончания работы.
Предварительная спецификация оборудования для создания ПТК ССПДИ
Предварительная спецификация оборудования для создания ПТКССПДИПС220 кВ Троицкая приведена в томе П2200218-4713-00-ИОС5.1.2.ГЧ лл.34.
АДВавтоматика дозировки управляющих воздействий
АПНУавтоматика предотвращения нарушений устойчивости
ГРОЕИгосударственное регулирование обеспечения единства измерений
ВОЛСволоконно-оптическая линия связи
ВЧ связьвысокочастотная связь
ЕНЭСединая национальная электрическая сеть
ИКизмерительный канал
ИПизмерительный преобразователь
ИСизмерительная система
ИТСинформационно-технологическая система
ИУ исполнительное устройство
КТСкомплекс технических средств
ЛАПНУлокальная автоматика предотвращения нарушений устойчивости
МИметодика измерений
МОметрологическое обеспечение
МХметрологическая характеристика
НДнормативный документ
НКУнизковольтное комплектное устройство
ОПУобщеподстанционный пункт управления
ПАпротивоаварийная автоматика
ПТКпрограммно-технический комплекс
ПТЭправила технической эксплуатации
САОН специальная автоматика отключения нагрузки
СИсредство измерений
ССПДИсистема сбора и передачи доаварийной информации
ТНтрансформатор напряжения
ТТтрансформатор тока
ФОЛ фиксация отключения линии
ФСК ЕЭСФедеральная сетевая компания единой энергосистемы
ЦСПАцентрализованная система противоаварийной автоматики
Ведомость исполнителей проектной документации
Инженер-проектировщик 1 категории
Таблица регистрации изменений
Номера листов (страниц)
Всего листов (страниц) в док.

П2200218-4713-00-ИОС5.1.2.ГЧ_л.3 СО.dwg

Спецификация оборудования и материалов (предварительная)
Наименование и техническая характеристика
обозначение документа
Технические средства НУ
Шкаф ТМ10 ПТК ССПИ комплектной поставки
Контроллер SPRECON-E-C в составе:
Стойка 84TE (21 слот)
Модуль питания (~= 220В
Коммуникационный модуль (4xRS485)
Комбинированный модуль входоввыходов
(4 релейных выхода ~=220В
Модуль дискретных входов (20xТС =220В)
Модуль мА-входов (8 мА-входов -20mA 0 (4) +20mA)
Коммутатор управляемый Hirshmann (6 2хSC) с БП
Выключатель автоматический Uн~220В
Выключатель автоматический Uн=220В
Многофункциональный измерительный преобразователь цифровой
Трансформатор тока 0
кВ; I1н=400А; I2н=5А; Ктт=4005; Sн=10ВА
Устройства диагностики трансформаторного оборудования
Портативный анализатор растворенных газов в трансформаторном масле
Прибор для измерения параметров силовых трансформаторов
Пробоотборник трансформаторного масла
Дополнительные услуги
предоставляемые поставщиком оборудования
с учетом командировочных расходов данного этапа
Доставка оборудования на объект
с учетом соответствующей страховки
Гарантийное обслуживание (36 месяцев)
Разработка разделов РД на создаваемый ПТК в составе:
Задание заводу на шкафы ПТК.
Программа и методика испытаний ПТК
Программа и методика испытаний шкафов ПТК
Программа обучения персонала Заказчика
Эксплуатационная документация в составе:
Ведомость эксплуатационных документов шкафов ПТК
Руководство эксплуатации шкафов ПТК:
Формуляры шкафов ПТК
Руководство по эксплуатации на ПТК
Технические средства
Шкаф ПТК ССПДИ №1 (п. №12Ра) комплектной поставки в составе:
Многофункциональный контроллер телемеханики с лицензией на 50 МИП
со встроенным GPS приемником
Коммутатор Ethernet (8 портов)
Реле выбора фаз (АВР)
Клеммники силовые (для цепей электропитания оборудования)
Клеммники проходные (для цепей ТС)
00x800x600 со стеклянной дверью
Преобразователь питания ~220=24В
Шкаф ПТК ССПДИ №2 (п. №6Ра) комплектной поставки в составе:
Цифровой многофункциональный измерительный преобразователь
Коробка испытательная
Асинхронный сервер RS-232422485 в Ethernet в промышленном исполнении
Клеммники интерфейсные (для цепей RS-485)
Клеммники проходные
П2200218-4713-00-ИОС5.1.2.ГЧ
Кабельные изделия и материалы
КИПвЭВнг(А)-LS 2х2х0