• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

Аиискуэ ртп-20008 тип ртп-8293

  • Добавлен: 04.11.2022
  • Размер: 14 MB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

АИИСКУЭ РТП-20008 тип РТП-8293

Состав проекта

icon
icon
icon
icon 12_Спецификация оборудования.doc
icon 6_План расположения оборудования и проводок.dwg
icon 7_Схема внешних соединений.dwg
icon 9_Кабельный журнал.doc
icon 5_Схема структурная.dwg
icon 4_Схема однолинейная.dwg
icon 1_Обложка РД.doc
icon 10_Чертеж общего вида.dwg
icon 8_Схема электрическая принципиальная_recover.dwg
icon 2_Титульник РД.docx
icon 11_Чертеж установки технических средств.dwg
icon 3_Ведомость рабочей документации.doc
icon
icon 17_Условные обозначения.doc
icon 2_Лист согласования.pdf
icon 1_Титульник ТРП.doc
icon 5_Ведомость технической документации.doc
icon 8_Описание автоматизируемых функций.doc
icon 12_Описание программного обеспечения.doc
icon 9_Описание постановок задач.doc
icon 3_Обложка ТП.doc
icon 11_Описание комплекса технических средств.docx
icon 11_Приложение А_к П9.docx
icon 6_Приложение А к П2.doc
icon 0_Обложка ТРП.doc
icon 16_Перечень выходных сигналов.doc
icon 7_Схема функциональной структуры.doc
icon 10_Описание информационного обеспечения.doc
icon 2_Лист согласования.docx
icon 14_Проектная оценка надежности.doc
icon 15_Программа обеспечения надежности.doc
icon 6_Пояснительная записка.doc
icon 4_Титульный лист ТП.doc
icon 13_Метрологическое обеспечение.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon 12_Спецификация оборудования.doc

Наименование и техническая характеристика
обозначение документа
Завод - изготовитель
Проходной трансформатор тока кл. точн. 02S0510Р 101515ВА 6005
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 5 ВА 10005
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 5 ВА 5005 вкомплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
ТУ16 - 2011 ОГГ.671 230.001 ТУ
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 5 ВА 2005 вкомплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 3 ВА 1505 вкомплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 3 ВА 1005 вкомплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 2 ВА 805 вкомплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
Коробка разветвительная
Извещатель охранный точечный магнитоконтактный
«КОМПЛЕКТСТРОЙСЕРВИС»
1Шкаф компактный АЕ 500x400x210 мм
5Источник бесперебойного питания
6Реле выбора фаз АС220В 50 Гц
7Модуль реле FINDER 24 В
8Выключатель автоматический 6A1РC
9Выключатель автоматический 2A1РC
10Выключатель герконовый
Магнитно-контактный датчик
11Контроллер терминальный со встроенным GSMGPRS-модемом типа
TK16L.14 АВБЛ.468212.061 ТУ
12SIM300DZ или SIM900D
16Клеммник дискретных сигналов
17Клеммник интерфейса RS-485
20Гермоввод (сальник) PG16
1Рама-панель ПС10-6 1885х540
2Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М кл.т02S05 3x(577-115)(100-200) В 5(10) А
3Коробка клеммная испытательная переходная ККИ1-1
4Разветвитель интерфейса ПР-3
5Блок зажимов TB-1512
7Автоматический выключатель 1А1РС
84-проводная проходная клемма
9Торцевая и промежуточная пластина; толщиной 25 мм
10Переключатель кулачковый 4G10-69-PK-R014
11Кросс-модуль 4-х полюсный 3L+PEN 4х7 ИЭК
124-проводная проходная клемма
13Торцевая и промежуточная пластина; толщиной 25 мм
14- Держатель крышки; Тип 1 включающий фиксирующиестопорные винты и рифленую гайку
15Крышка тип 1 WAGO 709-153
17Стяжка нейлоновая 25x100
18Наконечник НШВИ 075-8
20Термоусаживающая трубка ТУТ 42 белая EKF PROxima
21Термоусаживающая трубка ТУТ 63 белая EKF PROxima
22Термоусаживающая трубка ТУТ 84 белая EKF PROxima
29Шайба М4 увеличенная
31Шайба М8 увеличенная.
41Короб перфорированный 80x60
2Счетчик электрической энергии Меркурий ART-03 PQRSIDN кл.т 05S10 3x240300 В 5(75) А
Меркурий ART-03 PQRSIDN
5Коробка клеммная испытательная переходная ККИ1-1
6Стяжка нейлоновая 25x100
7Наконечник НШВИ 075-8
9Термоусаживающая трубка ТУТ 42 белая EKF PROxima
10Термоусаживающая трубка ТУТ 63 белая EKF PROxima
11Термоусаживающая трубка ТУТ 84 белая EKF PROxima
12БП 5-9 В NES-5-15 (Mean Well)
19Шайба М4 увеличенная
21Шайба М8 увеличенная.
22Разветвитель интерфейса ПР-3
23Блок зажимов TB-1512
34Короб перфорированный 80x60
Щиток распределительный (РЩ-1 РЩ-2)
1Бокс для наружной установки IP30 140х53х83 мм 1 ряд 2 модуля
2Выключатель автоматический 25 кА 10А1PС
32-х проводная проходная клемма 280-104
4Торцевая и промежуточная пластина; толщиной 25 мм
Щиток распределительный (РЩ-3 РЩ-4)
1Корпус пластиковый навесной IP40 220x365x100 мм 2 ряда 24 модуля
2Выключатель автоматический 25 кА 1А3рС
Выключатель нагрузки (мини-рубильник) ВН-32 3P 16A
Автоматический выключатель iС60L Z4 3P
Блок-контакт OF 26924
4-х проводная проходная клемма
Торцевая и промежуточная пластина; толщиной 25 мм
Механическое устройство блокировки выводов
Втулка резиновая кабельная 14x24x8 (h1 - 2 мм d1 - 18 мм)
Догрузочный резистор МР3021-Н-100-30ВА
Клеммник токовых цепей XI
12-х проводные клеммы с размыкателем WAGO 2007-8821
2Торцевая пластина; толщиной 15 мм WAGO 2007-8891
3Поперечная перемычка для рычага переключения 3-х канальная WAGO 2007-8443
4Крышка блокиратора 3-х полюсная WAGO 282-883
5 Блокиратор WAGO 210-254
6Держатель крышки; Тип 2 WAGO 709-168 включающий фиксирующиестопорные винты и рифленую гайку
7Крышка тип 2 WAGO 709-154
Труба гибкая гофрированная из ПВХ легкая с протяжкой диаметром 16 мм
ТУ 2247-008-47022248-2002
Труба гибкая гофрированная из ПВХ легкая с протяжкой диаметром 25 мм
Держатель с защелкой для трубы гибкой гофрированной диаметром 16 мм
Держатель с защелкой для трубы гибкой гофрированной диаметром 25 мм
Трубка 305 ТВ-40 4х06 белая высшего сорта
Бирка кабельная маркировочная круглая диаметром 55 мм
Кабель-канал пластиковый TA-GN 100x60 мм
ТУ 3449-009-47022248-2010
Разделитель (перегородка) из ПВХ длиной 2 метра
Тройник поворотный (T-образный) NPAN TA-GN 100x60
Угол плоский (L-поворот) TA-GN100х60
Угол внутренний неизменяемый TA-GN 100х60
Заглушка TA-GN 100x60 мм
Саморез с дюбелем V 45x40
Наконечник кабельный медный луженый
Хомут кабельный нейлоновый белый 48х180
Площадка самоклеящаяся под хомут IEK 20x20
DIN-рейка (20 см) оцинкованная
DIN-рейка (10 см) оцинкованная
Анкер стандартный с болтом М8х60
ГОСТ 7798-70 (DIN 933)
Шайба М10 кузовная (с увеличенной шириной полей)
ГОСТ 6958-78 (DIN 9091)
ГОСТ 6958-78 (DIN 934)
Саморез клоп со сверлом оцинкованный 35х95
Кабель контрольный с медными жилами с изоляцией и оболочкой из ПВХ пониженной пожароопасности
Кабель силовой с пластмассовой изоляцией не распространяющий горение с низким дымо- и газовыделением на напряжение 066 кВ
Кабель симметричный парной скрутки для промышленного интерфейса RS-485 одиночной прокладки
Кабель для систем сигнализации с изоляцией из полиэтилена и оболочкой из ПВХ-пластика
Провод марки ПуГВ с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией сечением 6 мм2 зелено-желтого цвета
Провод марки ПуВ с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией сечением 25 мм2 натурального зелено-желтого цвета сечением 25 мм2 натурального зелено-желтого цвета
Провод марки ПуГВ с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией сечением 25 мм2 белого цвета
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 3 ВА 1505 в комплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
Шинный трансформатор тока кл. точн. 05S 5 ВА 2005 в комплекте с шиной гайкой М4 винтом М4х30
1 Счетчик электрической энергии трехфазный трансформаторного включения
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0.5S1.0 5(75)А3*230400В
2 Коробка переходная испытательная
3 Разветвитель интерфейса RS-485
5 Выключатель автоматический 2A1PC
6 Выключатель автоматический 2A3PC
8 GSM антенна Antey 905 5dB SMA
9 Розетка на DIN – рейку
11 Кабель «витая пара»
23 Шкаф с монтажной панелью и фальшпанелью 620х600х155 мм
24 Замок почтовый с одинаковой секретностью
25 Короб перфорированный 25х40 мм
26 Стяжка нейлоновая
27 Знак заземления малый
28 Трубка изоляционная 4мм
ТУТ 42 белая EKF PROxima
29 Трубка изоляционная 6мм
ТУТ 63 белая EKF PROxima
31 Шина нулевая с заземлением 6х9мм 81 крепление по центру
32 Шина "0" 63.08 (1-н изолятор стойка) латунь EKF PROxima
39 Саморез по металлу 42х12 мм (d шляпки не более 8мм)
40 Клемма 4-провод.миниатюрная проходная 264-731 Wago
41 Клемма WAGO заземления 2пол.264-737
42 Безвинтовой стопор 0249-0116 Wago
43 Наконечник кабельный НКИ 6-6 желтый (100шт) (UNL20-006-6-6)
44 Наконечник кабельный НШвИ 0.8-8 белый Е7508 (100шт)
45 Наконечник кабельный НШвИ 6-12 черный Е6012 (100шт) (UGN10-006-06-12)
46 Гермоотвод (сальник) PG29
47 Площадка самоклеющаяся (100шт)
48 Разъем модульный РМ 253 EKF PROxima
49 Кабель питания MicroFit
10 Кабель «витая пара»
22 Шкаф с монтажной панелью и фальшпанелью 620х600х155 мм
23 Замок почтовый с одинаковой секретностью
24 Кабель питания MicroFit
Щиток распределительный (РЩ-1)
2Клемма проходная WAGO 280-104
3 Выключатель автоматический 6 кА 6А1PС
ТУ 3449–009–47022248–2010
Угол внутренний неизменяемый TA-GN 100x60 мм
Крепежный уголок Z-образный KUZ 4590652
Полоса монтажная К106 ХЛ15 20*30
ГОСТ 7805-70 (DIN 933)
ГОСТ 5915-70 (DIN 934)
ГОСТ 6958-78 (DIN 9021)
Шайба М6 кузовная (с увеличенной шириной полей)
Кабель силовой с медными жилами с изоляцией и оболочкой из ПВХ пониженной пожароопасности
Провод марки ПуВ с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией сечением 25 мм2 натурального зелено-желтого цвета

icon 6_План расположения оборудования и проводок.dwg

6_План расположения оборудования и проводок.dwg
кВ. Ввод 117362 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
информационных кабелей
РЭМ.071501.02.РТП-20008.C7
кВ. Ввод 117365 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
кВ. Ввод 117364 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
кВ. Ввод 125691 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
Прокладку кабелей вторичных цепей напряжения VL
кабелей вторичных токовых цепей IL
силовых кабелей резервного питания счетчиков PL выполнить в горизонтальном пластиковом кабельном канале 100х60 мм с разделительной перегородкой на отм. +2
0 от уровня чистого пола. 2 Отделить перегородкой кабели вторичных измерительных цепей
интерфейсных цепей от силовых кабелей резервного питания счетчиков. 3 Крепление кабельных каналов выполнить с использованием самореза с дюбелем V 4
x40. 4 Спуски цепей питания PL и вторичных цепей напряжения VL
выполнить в трубе гофрированной из ПВХ диаметром 25 мм. 5 Трубу крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
м саморезом с дюбелем V 4
х40. 6 ШУ ВРУ крепить на отметке +1
0 от уровня чистого пола. 7 ШУ ВРУ заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 8 Размеры приведены для справок. 9 Чертеж см. совместно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6.
кВ. Ввод 125690 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
кВ. Ввод 125688 Схема прокладки кабелей вторичных цепей тока и напряжения
План расположения оборудования и проводок
РТП-20008. План прокладки кабелей токовых измерительных цепей
АИИС КУЭ распределительных сетей 100
кВ г. Москвы. Уровни ИИК и ИВКЭ
Прокладку кабелей вторичных цепей тока IL выполнить в горизонтальном пластиковом кабельном канале 100х60 мм с разделительной перегородкой на отметке +2
0 от уровня чистого пола. 2. Крепление кабельных каналов выполнить с использованием самореза с дюбелем V 4
x40 3. Спуски к панелям учета
сборкам низкого напряжения выполнить в гофрированной трубе из ПВХ диаметром 25 мм. 4. Трубу гофрированную крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
м саморезом с дюбелем V4
х40. 5. Высоту установки шкафа УСПД
щитков распределительных РЩ-3 (РЩ-4) уточнить по месту монтажа 6. Шкаф УСПД
ПУ заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 7. Размеры приведены для справок. 8. Чертеж см. совместно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6. 9. Наименования присоединений в ячейках РУ-10 кВ указаны в таблице 1.
;1. Прокладку кабелей вторичных цепей напряжения VL выполнить в горизонтальном пластиковом кабельном канале 100х60 мм с разделительной перегородкой 2. Крепление кабельных каналов выполнить с использованием самореза с дюбелем V 4
x40 3 Спуски к панелям учета
сборкам низкого напряжения
щиткам распределительным РЩ-3
РЩ-4 выполнить в трубе гофрированной из ПВХ диаметром 25 мм. 4. Трубу гофрированную крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
х40. 5 Высоту установки шкафа УСПД уточнить по месту монтажа. 6 Шкаф УСПД заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 7. Размеры приведены для справок. 8. Чертеж см. совместно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6.
РТП-20008. План прокладки кабелей измерительных цепей напряжения
Прокладку силовых кабелей питания шкафа УСПД и резервного питания счетчиков PL выполнить в пластиковых кабельных каналах 100х60 мм с разделительной перегородкой и в трубе гофрированной из ПВХ диаметром 16 мм. 2. Крепление кабельных каналов выполнить с использованием самореза с дюбелем V 4
x40. 3 Спуски к панелям учета
а также прокладку кабельных линий до шкафа УСПД выполнить в трубе гофрированной из ПВХ диаметром 16 мм и 25 мм. 4. Трубы крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
х40. 5. Из помещения РУ-0
кВ Секция I в помещение РУ-10 кВ Секция I выполнить технологическое отверстие на отметке +1
0 от уровня чистого пола для прохождения кабеля резервного питания счетчиков. После прокладки кабелей оставшееся отверстие герметизировать слабым цементным раствором. 6 Инвентарные полки заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 7. Размеры приведены для справок. 8. Чертеж см. совестно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6.
РТП-20008. План прокладки силовых кабелей
РТП-20008. План прокладки информационных кабелей
РТП-20008. План прокладки цепей сигнализации
Прокладку информационных кабелей DL выполнить в пластиковых кабельных каналах 100х60 мм с разделительной перегородкой. 2 Крепление кабельных каналов выполнить с использованием самореза с дюбелем V 4
х40. 3 Прокладку кабельных линий от шкафа УСПД до кабельного канала 100х60 мм выполнить в трубе гофрированной из ПВХ диаметром 16 мм. 4 Трубу крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
х40. 5 Из помещения РУ-0
кВ в помещение РУ-10 кВ Секция I выполнить технологическое отверстие на отметке +1
0 от уровня чистого пола для прохождения кабеля резервного питания счетчиков. После прокладки кабелей оставшееся отверстие герметизировать слабым цементным раствором.6 Размеры приведены для справок. 7 Чертеж см. совместно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6.
Прокладку кабелей сигнализации выполнить в трубе гофрированной диаметром 16 мм на отметке +2
0 от уровня чистого пола. 2 Трубу крепить с помощью держателей для гофротрубы через каждые 0
х40. 3 Из помещения РУ-0
0 от уровня чистого пола
из помещения Трансформатор Секция I в помещение РУ-0
кВ выполнить технологическое отверстие на отметке +2
из помещения Трансформатор Секция II в помещение РУ-0
0 от уровня чистого пола для прохождения кабеля. После прокладки кабелей оставшееся отверстие герметизировать слабым цементным раствором. 4 Размеры приведены для справок. 5 Чертеж см. совместно с кабельным журналом РЭМ.071501.02.РТП-20008.С6.
РТП-20008 тип РТП-8293 Северо-Западный РЭС
Панель учета №3 Секция I
Трансформатор Секция I
Трансформатор Секция II
Панель учета №4 Секция II
Главная заземляющая шина (существующая)
Кабельный канал 100х60
Наименование присоединения
Таблица 1 - Наименование присоединений в ячейках РУ-10 кВ
:1 - Масштабировать по 1
Таблица 1 - Таблица соответствия ячеек 10 кВ
Панель учета 10 кВ С.1
Панель учета 10 кВ С.2
РТП 20008. План прокладки кабелей токовых измерительных цепей
РТП 20008. План прокладки кабелей измерительных цепей напряжения
РТП 20008. План прокладки цепей питания оборудования АИИС КУЭ
РТП 20008. План прокладки цепей RS-485 и Ethernet
РТП 20008. План прокладки цепей сигнализации
Помещение электрощитовой вв. 114374 Очистные сооружения по адресу: Костомаровская набережная
Крепежный уголок Z-образный KUZ 4590652
Полоса монтажная К106 ХЛ1
РТП 20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7
ТП 24428 А + ТП 13206 А
ТП 25459 А + ТП 28622 А
Трансформатор напряжения ТН-1
Секционный выключатель СВ
Секционный разъединитель СР
Трансформатор напряжения ТН-2

icon 7_Схема внешних соединений.dwg

7_Схема внешних соединений.dwg
Схема резервного питания счетчиков
Обозначение элементов соответствует указанным в МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C5
Схема подключения информационных цепей (RS-485)
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C4
РЭМ.071501.02.РТП-20008.C4
Схема подключения цепей сигнализации
Трансформаторная камера
Схема внешних соединений
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы. Уровник ИИК и ИВКЭ
Контроллер терминальный TK16L.14
Панель учета 10 кВ Секция I
Панель учета 10 кВ Секция II
GSM - модем iRZ АТМ2-485
вв. абонента АЗС № 236
Яч. 8 Ввод №1 ПС 361 α
Яч. 14 Ввод №2 ПС 361
Панель учета 10 кВ секция I
Панель учета 10 кВ секция II
Схема подключения цепей измерения 10 кв
Схема подключения цепей измерения 0
РТП 20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС

icon 9_Кабельный журнал.doc

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА КАБЕЛЕЙ И ПРОВОДОВ
Количество жил и сечение мм
)Длины указанные в кабельном журнале уточнить по месту при монтаже до нарезки кабеля.
)Металлические нетоковедущие части (экран броня кабелей) заземлить.
)Кабель КВВГнг(А)-LS использовать для прокладки измерительных цепей тока и напряжения.
)Кабель типа ВВГнг(А)-LS использовать для прокладки линии питания шкафа УСПД шкафа ВРУ и линий резервного питания счетчиков.
)Кабель КИПЭВ использовать для прокладки магистралей интерфейса RS-485.
)Кабель КСПВ использовать для прокладки цепей сигнализации.
)Провод типа ПуГВ использовать для заземления оборудования АИИС и монтажа измерительных цепей внутри ячеек 10 кВ.
)Провод типа ПуВ использовать для заземления вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока.
)Прокладку кабеля см. совместно с чертежом МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7
Код число и сечение жил
Измерительные токовые цепи 10 кВ
Панель учета 10 кВ СекцияIX0.11
Панель учета 10 кВ СекцияII X0.21
Измерительные цепи напряжения 10 кВ
Панель учета 10 кВ СекцияIXV
Панель учета 10 кВ СекцияIIXV
Измерительные токовые цепи 04 кВ
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.01
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.02
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.03
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.04
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.05
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.06
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.07
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.08
Панель учета 04 кВ СекцияI X1.09
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.01
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.02
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.03
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.04
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.05
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.06
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.07
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.08
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.09
Панель учета 04 кВ СекцияII X2.10
Измерительные токовые цепи 04 кВ Вв. 114374
Измерительные токовые цепи 04 кВ Вв. 135027
Измерительные напряжения 04 кВ
Панель учета 04 кВ Секция II X2.01
Панель учета 04 кВ Секция II X2.02
Панель учета 04 кВ Секция II X2.03
Панель учета 04 кВ Секция II X2.04
Панель учета 04 кВ Секция II X2.05
Панель учета 04 кВ Секция II X2.06
Панель учета 04 кВ Секция II X2.07
Панель учета 04 кВ Секция II X2.08
Панель учета 04 кВ Секция II X2.09
Панель учета 04 кВ Секция II X2.10
Измерительные цепи напряжения 04 кВ Вв. 114374
Ввод Секция I ВРУ 04 кВ
Ввод Секция II ВРУ 04 кВ
Измерительные цепи напряжения 04 кВ Вв. 135027
РУ-04 кВ QF1. РЩ-1 Секция I Панель 4
РУ-04 кВ QF1. РЩ-2 Секция II Панель 6
РУ-04 кВ БП 5 В Панель учета Секции I
РУ-10 кВ Секция I Панель учета СекцииI QF5
РУ-04 кВ БП 5 В Панель учета СекцииI
РУ-04 кВ БП 5 В Панель учета СекцииII
РУ-10 кВ Секция II Панель учета СекцииII QF6
Цепи питания Вв. 114374
Ввод Секция I. ВРУ 04 кВ
Ввод Секция II. ВРУ 04 кВ
Цепи питания Вв. 135027
РУ-04 кВ Панель учета СекцииI XR1
РУ-10 кВ Секция I Панель учета СекцииI XR1
РУ-04 кВ Панель учета СекцииII XR1
РУ-10 кВ Секция II Панель учета СекцииII XR1
Трансформаторная камера Секция I XR2
Трансформаторная камера Секция I XR3
РУ-10 кВ Секция I XR4
РУ-10 кВ Секция I XR5
РУ-10 кВ Секция II XR6
РУ-10 кВ СекцияII XR6
РУ-10 кВ Секция II XR7
РУ-10 Секция I Ячейка № 9
РУ-10 Секция II Ячейка № 15
РУ-10 Секция I Ячейка № 10

icon 5_Схема структурная.dwg

5_Схема структурная.dwg
УСПД ELSTER RTU-325L
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 3.01
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 3.02
GSM - модем iRZ АТМ2-485
Вв. 114374 Секция II
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.01
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы. Уровник ИИК и ИВКЭ
Условные обозначения: PIK 0.11 - порядковый номер точки учета - разветвитель интерфейса RS-485 - разветвитель питания - коробка переходная испытательная - трансформатор тока
Вв. 125691 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 5.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 5.02
Вв. 125688 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 6.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 6.02
Вв. 117364 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 7.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 7.02
Вв. 117365 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 8.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 8.02
Вв. 125960 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 9.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 9.02
Вв. 117362 Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 10.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 10.02
ПАО "Мосэнергосбыт" и смежные субъекты
Датчики сигнализации
Описание информационных связей: - синхронизация таймера ЦСОИ с таймером СОЕВ; - синхронизазия таймера с таймером ЦСОИ; - передача информации коммерческого учета электроэнергии (Wr
Q) от ИИК в ИВКЭ (30 мин); - передача информации коммерческого учета электроэнергии (Wr
Q) от ИВКЭ в ЦСОИ (30 мин); - передача электрических величин (I
cosf) с ИИК в ИВКЭ; - передача электрических величин (I
cosf) с ИВКЭ в ИВК; - синхронизация таймеров счетчиков с таймером ИВКЭ; - передача информации коммерческого учета электроэнергии от переносного АРМ в ЦСОИ; - синхронизация времени переносного АРМ от таймера ЦСОИ; - передача информации коммерческого учета электроэнергии от ИИК в переносной АРМ; - синхронизация времени ИИК от таймера переносного АРМ; - передача информации о положении контактов АВР
состоянии дверей РУ 0
кВ и РУ 10 кВ Секция I
состоянии дверей трансформаторного отсека Секция I
состоянии двери шкафа УСПД.
Примечание: -порядковое обозначение информациооных связей - направление передачи информации - резервные каналы передачи информации Передача информации в ПАО "Мосэнергосбыт" показана условно ( ) * - рассматривается отдельным проектом
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 2.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 2.02
Сигнализация открытия дверей трансформаторной камеры Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 2.03
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 2.04
Панель учета №2 (ПУ-2)
Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R PIK 4.01
Панель учета №4 (ПУ-4) Секция II
Неисправность во вторичных цепях ТН-2
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 1.01
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 1.02
Сигнализация открытия дверей РУ-0
Сигнализация открытия дверей трансформаторной камеры Секция I
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 1.03
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 1.04
Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R PIK 3.01
Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R PIK 3.02
Панель учета №3 (ПУ-3) Секция I
Панель учета №1 (ПУ-1)
Неисправность во вторичных цепях ТН-1
Сигнализация АВР 10 кВ
Сигнализация шкафа УСПД
Контроллер терминальный TK16L.14
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 2.05
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN PIK 1.05
Сигнализация открытия дверей РУ-10 кВ Секция I Вход №1
Сигнализация открытия дверей РУ-10 кВ Секция I Вход №2
Сигнализация открытия дверей РУ-10 кВ Секция II Вход №1
Сигнализация открытия дверей РУ-10 кВ Секция II Вход №2
Сигнализация открытия двери №1 РУ 10кВ Секция 2
Сигнализация открытия двери №2 Абонент Секция 2
Сигнализация открытия двери №1 РУ 10кВ Секция 1
Сигнализация открытия двери №2 Абонент Секция 1
Яч. 8 Ввод №1 ПС 361 α
Cеть оператора GSM APN: m2m.gt.msk
Шкаф ТСПД РТП 20008 Центральный РЭС
Коммутатор Cisco EI2000U
IP 10.80.0.31 Mask 255.255.255.0 GW 10.80.0.254 VLAN11
IP 10.80.0.1 Mask 255.255.255.0 GW 10.80.0.254
Основной канал (оптика)
Резервный канал (GPRS)
IP: 10.83.74.129 GW: 10.83.72.1 Mask: 255.255.248.0
Яч. 14 Ввод №2 ПС 361
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.02
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.03
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.04
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.05
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.06
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.07
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.08
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.09
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.01
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.02
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.03
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.04
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.05
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.06
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.07
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.08
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 2.09
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 1.10
SQ (сигнализация шкафа УСПД)
Сигнализация открытия двери РУ-0
Сигнализация открытия двери № 1 секция 2
Сигнализация открытия двери № 2 секция 2
Сигнализация открытия двери № 1 секция 1
Сигнализация открытия двери № 2 секция 1
СЭТ-4ТМ.03М PIK 0.11
СЭТ-4ТМ.03М PIK 0.21
Панель учета 10 кВ Секция 1
Панель учета 10 кВ Секция 2
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С1
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN PIK 4.01
РТП 20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС

icon 4_Схема однолинейная.dwg

4_Схема однолинейная.dwg
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.CЭ
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.СЭ
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы Уровни ИИК и ИВКЭ
РТП 20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС
Схема электрическая однолинейная
Условные обозначения: - счетчик активной и реактивной электроэнергии - трансформаторы тока в трех фазах
- граница балансовой принадлежности
В таблице 1 приведено описание границ балансовой принадлежности сетей.
Условные обозначения: - счетчик активной и реактивной электроэнергии - трансформаторы тока в двух фазах
Таблица 1 - описание границ балансовой принадлежности
наименование потребителя согласно таблице описание границ балансовой принадлежности - Балансовая принадлежность кабеля не определена
кВ. Вв. 114374. Очистные сооружения по адресу: Костомаровская набережная
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0
кВ. Вв. 135027. Комплекс объектов на земельном участке по адресу: Наставнический переулок вл. 14-16
Наименование присоедиения
вв. абонента АЗС № 236
вв. Механизация строительства
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Класс точности счетчика
Коэффициент трансформации ТТТН
ab: 75 ВА bс: 75 ВА ca: 0 ВА
Номинальная вторичная нагрузка ТТТН
Наименование объекта
Наименование присоединения
Описание границы балансовой принадлежности
Присоединение кабельных наконечников в РУ 0
ул. Полуярославская д. 1
Административное здание
Мешков Федор Алексеевич
Наставнический переулок д. 1
Костомаровский переулок
Наставнический переулок д. 8
Костомаровский переулок д. 6
Б. Полуярославский переулок д. 16
Наставнический переулок владение 17
Наставнический переулок д.1811
Болтовое соединение шин трансформаторов тока и вводного
Костомаровская набережная
устройства потребителя
Комплекс объектов на земел. участке
Наставнический переулок вл. 14-16
Жилищник Таганского района
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ ПС 396
КЛ 10 кВ РТП 26123 с.1 -
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ РТП 20008
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ РТП 26123
КЛ 10 кВ РТП 26106 с.1 -
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ РТП 26106
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ ТП 24879
Присоединение кабельных наконечников в РУ 10 кВ ТП 25459
КЛ 10 кВ РТП 26106 с.2 -

icon 1_Обложка РД.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
РАБОЧАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 10_Чертеж общего вида.dwg

10_Чертеж общего вида.dwg
Нестационарный торговый объект «Продовольвственные товары» + Нестационарный торговый объект «Цветы»
При пломбировании клеммной испытательной коробки и счетчика электрической энергии устанавливаются две пломбы: 1 - пломба Сетевой организации; 2 - пломба Энергосбытовой организации;
Коробка переходная испытательная КИ-10
Модульные автоматические выключатели
Схема электрическая принципиальная
Вид со снятой крышкой
Разветвитель интерфейса ПР-3
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы Уровник ИИК и ИВКЭ
Коробка разветвительная УК-2П
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ВО
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Трансформатор тока ТШП-0
Номинальный первичный ток
Номинальная вторичная нагрузка
Номинальный вторичный ток
Крышка пломбировочная
Трансформатор тока ТПОЛ-10-3
Для класса точности
при номинальной вторичной нагрузке
Шина на токи 1000А-2000А
-Крепление шины в окне трансформатора на токи 200А-400А (а)
на токи 300А-2000А (б)
Трансформаторы тока ТШП-0
Шина на токи 200А-800А
Догрузочный резистор МР3021-Н-100-30ВА

icon 8_Схема электрическая принципиальная_recover.dwg

В шкаф УСПД. см. лист 2
Коробка разветвительная RS-485 ПР-3
Тип и сечение кабеля
Х1 - существующий клеммник в ЯСН Луч "А". i0
В ЯСН Луч "А" дополнительно установить две клеммы ЗНИ-35
шину заземления. 3 Вновь устанавливаемые клеммы и существующие клеммы соединить между собой перемычками в соответствии со схемой подключения. 4 Заземление цепей питания шкафа УСПД выполнить с помощью шины РЕ в соответствии со схемой подключения. i5
Подключение выполнить используя автоматический выключатель S 201 P 10A1PC.
В соответствии с ПУЭ (п.1.5.23) подключение трехфазного счетчика трансформаторного включения выполнить через коробку испытательную переходную КИ-10. 2 Вторичная обмотка трансформаторов тока заземляется проводом ПВ1 2
Схема внешних соединений шкафа УСПД
Шкаф связи «Деконт CC.IE2000U»
Коммутатор Cisco EI2000U
IP: 10.83.8.9721 GW: 10.83.8.1
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C5
кВ Секция I. Схема подключения вводного счетчика Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
В соответствии с ПУЭ (п.1.5.23) подключение трехфазного счетчика трансформаторного включения выполнить через коробку испытательную переходную КИ-10. 2 Вторичная обмотка трансформаторов тока заземляется проводом ПуВ 1х2
З-Ж ТУ 16-705.501-2010.
От силового трансформатора Секция I
кВ. Схема подключения счетчика присоединения Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Где X номер точки учета см. в таблице 1 МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C5 лист 18; 2. Характеристики трансформаторов тока в таблице 1 МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C5 лист 18; 3. Обозначения кабелей внешних соединений см. в таблице 1 МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.C5 лист 18. 4. В соответствии с ПУЭ (п.1.5.23) подключение трехфазного счетчика трансформаторного включения выполнить через коробку испытательную переходную КИ-10. 5. Вторичная обмотка трансформаторов тока заземляется проводом ПуВ 1х2
Таблица 1 - Соответствие оборудования и кабелей
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С5
Цепи питания ШУ ВРУ Вв. 114374
Схема внешних соединений шкафа учета ВРУ
Проводник PE и N подключить к шине PEN. Проводники подсоединить с помощью болтового соединения: болт М4х30
Подключение выполнить используя выключатель автоматический S201 6A1PC.
Организация цепей питания шкафа УСПД
Заземление цепей питания шкафа УСПД выполнить с помощью шины РЕ в соответствии со схемой подключения. i2
Подключение выполнить используя автоматический выключатель S 201 P 10A1PC.
Схема электрическая принципиальная
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы. Уровник ИИК и ИВКЭ
Организация цепей сигнализации
Контроль неисправности во вторичных цепях ТН-10 кВ
Cигнализация АВР 10 кВ
Блок контакт Привода выключателя
Трансформаторная камера
Обозначение цепи интерфейса - 1. 2 Обозначение цепи телесигнализации - 2
3 Обозначение цепи питания - 4
4 Контроллер терминальный TK16L.14 поставляется со встроенным GSMGPRS модемом типа SIM300DZ или SIM900D.
кВ ШУ ВРУ Вв. 114374
к существующим цепям измерения и релейной защиты
РУ-10 кВ. Схема подключения счетчика присоединения Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R
РТП 20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС
Панель учета 10 кВ секция I
Панель учета 10 кВ секция II
Блок питания NES-15-5
РУ-10 кВ. Схема организации вторичных цепей напряжения ТН-10 кВ
Цепи питания ШУ ВРУ вв. 135027
кВ ШУ ВРУ вв. 135027
Автоматический выключатель АП50Б-3МТУ3.1 4х3
Трансформатор напряжения НАМИ-10 У2
ab: 75 ВА bс: 75 ВА ca: 0 ВА
Рубильник Р-16 У3 в 4-х полюсном исполнении
Автоматический выключатель iС60L Z4 3P
Установить дополнительно
Реле контроля напряжения ЕЛ-11 У3
Блок-контакт OF 26924
Клемма проходная WAGO 280-646
Измерительный преобразователь напряжения Е8551
Догрузочный резистор МР3021-Н-100-30ВА
Панель учета С.1 (Панель учета С.2)
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Трансформатор тока ТПОЛ-10-3 6005
Испытательная коробка ККИ1-1
Клеммник токовых цепей в составе WAGO 2007-8821
В ячейке ТН цепи напряжения выполнить проводом ПуВ 1х2
2. В ячейке ТН цепи заземления выполнить проводом ПуВ 1х2
Автоматический выключатель iС60L Z4 2P
Вторичные цепи в ячейке № 6 и на панели учёта выполнить проводом ПуВ 1х2
2. Вторичная обмотка трансформаторов тока заземляется проводом ПуВ 1х2
Переключатель кулачковый 4G10-69-PK-R014
Вводной клеммник цепей напряжения в составе WAGO 280-646
Кросс-модуль 4-х полюсный 3L+PEN 4х7 ИЭК
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Трансформатор тока ТШП-0
Испытательная коробка КИ-10
Автоматический выключатель S203Р C1
кВ Секция II. Схема подключения вводного счетчика Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
От силового трансформатора Секция II
Схема подключения счетчика Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Схема внутреннего электроснабжения абонента
Ввод от РТП-20008 С.1
В соответствии с ПУЭ (п.1.5.23) подключение трехфазного счетчика трансформаторного включения выполнить через коробку испытательную переходную КИ-10. 2. Вторичная обмотка трансформаторов тока заземляется проводом ПуВ 2
З-Ж ГОСТ 6323-79. 3. Винты клемм 2
клеммной испытательной коробки КИ-10 должны быть выкручены.
Шкаф учета ВРУ ШУ-3 C.1
Ввод от РТП-20008 С.2
Шкаф учета ВРУ ШУ-3 С.2
Шкаф учета ВРУ ШУ-4 C.1
Выключатель нагрузки ВН-32 16А 3P
Выключатель нагрузки ВН-32 3P 16A TDM
Автоматический выключатель S201P C10
Клеммник проходной 280-104 (2 шт.)
Место окончания кабеля

icon 2_Титульник РД.docx

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
РАБОЧАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 11_Чертеж установки технических средств.dwg

11_Чертеж установки технических средств.dwg
Место подключения вторичных цепей напряжения
Крепление шкафа к стене выполнить с помощью анкера с болтом М8х60
Крепление трансформаторов тока к монтажной панели шкафа ТТ выполнить с помощью саморезов по металлу 4
х13. 3. Подключение кабелей NH и кабелей питания ЯСН выполнить с использованием шины "N" нулевой. 4. Крепление DIN-рейки к монтажной панели шкафа ТТ выполнить с помощью саморезов по металлу 4
х13. 5. Крепление кабелей NH и кабелей питания ЯСН к трансформатором тока выполнить с помощью поз. 7
используя кабельные наконечники. 6. Цепи напряжения и цепи питания шкафа УСПД подключить к шинам ТТ с помощью поз. 10
Установочные размеры приведены условно. 8. Шкаф ТТ заземлить проводом ПВ3 6 З-Ж ГОСТ 6323-79. i0
Для крепления вторичных цепей напряжения и цепей питания выполнить технологическое отверстие в шине трансформатора тока.
Место подключения цепей питания
Винт оцинкованный М6х30 DIN 7985 полукруглая головка
Гайка М6 DIN 934 оцинкованная
Шайба плоская М6 DIN125 оцинкованная
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.CА
Чертеж установки технических средств
АИИС КУЭ распределительных сетей 201060
кВ г. Москвы. Уровник ИИК и ИВКЭ
РТП-20008 тип РТП-8293 Центральный РЭС
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.СА
Установка трансформаторов тока на ошиновку 0
Установочные размеры приведены условно. 2. Панель учета заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 3. Крепление панели учета к стене выполнить с помощью анкеров с болтом М8х60
Ввод 1 Вид с открытой дверью
Установка трансформаторов тока в ВРУ 0
Ввод 2 Вид с открытой дверью
Трансформатор тока ТШП-0
Болт М10х60 ГОСТ 7798-70 (DIN 933)
Гайка М10 ГОСТ 5915-70 (DIN 934)
Место установки оборудования уточнить при монтаже. 2. Трансформаторы тока установить вновь. 3. Вторичную обмотку трансформаторов тока заземлить проводом ПуВ 1х2
З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 4. Для крепления вторичных цепей напряжения и цепей питания к шинам фаз использовать поз. 2. 5. Для крепления вторичных цепей напряжения и цепей питания к шинам PE и N использовать поз. 6
поз. 10. 6. Кабели существующие крепить к шине медной с помощью поз. 5
поз. 9 7. Бокс КМПн 22 крепить к конструктиву панели ВРУ с помощью поз. 11. 8. Штриховкой показано существующее оборудование. 9. Для крепления наконечника силового кабеля к шине трансформатора тока использовать болты такой длины
при которой количество свободных витков резьбы после затягивания контрольной гайки будет не более трех и не менее двух. 10. Для контактных соединений использовать оцинкованные болты с полной резьбой класса прочности 8.8
гайки класса прочности 8. 11. Использование шайб пружинных типа "гровер" в болтовых соединениях силовых цепей запрещено.
Установка аппаратов цепей учета в ячейках ТН-10 кВ яч. 9 и яч. 15 (Масштаб 1:10)
Установка трансформаторов тока в ячейке № 8 (14) по 10 кВ.
Размещение клемника XI поз. 2 показано условно
внутри релейного отсека на свободном месте; 2. Din-рейку крепить к задней стенке панели с помощью поз. 5
Место подключения вторичных цепей заземления
Шкаф УСПД заземлить проводом ПуГВ 1х6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 2. Контроллер терминальный TK16L.14 поставляется со встроенным GSMGPRS модемом типа SIM300DZ или SIM900D.
Вид с обратной стороны двери
Нагреватель 45 Вт FLH 045
Блок питания DRA 18-24
Источник бесперебойного питания BE400-RS
Реле выбора фаз РВФ-01
Модуль реле FINDER 24 В 38.51.0.024.00.60
Выключатель герконовый
Контроллер терминальный TK16L.14
Клеммник интерфейса RS-485
Клеммник дискретных сигналов
Шкаф компактный CS-54200
GSM антенна Antey 905 5dB SMA
Вид спереди с открытой дверью
магнитно-контактный датчик
Гермоввод (сальник) PG16
Выключатель автоматический 6А1PС
Выключатель автоматический 2А1РС
ШУ ВРУ Вид спереди с закрытой фальшпанелью
ШУ ВРУ Вид спереди с открытой дверью
Монтажная панель 588х568 мм
Счетчик электрической энергии
Разветвитель интерфейса RS-485 РИ-3Л
Выключатель автоматический 2А3РС
Короб перфорированный 25х40 мм
Розетка на DIN - рейку
Оконечный стопор WAGO 249-116
Заглушка WAGO 264-369
Шины заземления РЕ 61
Гермоввод (сальник) PG24
Гермоввод (сальник) PG29
Клемма проходная желто-зеленая
Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R
Шкаф учета ВРУ показан без передней двери и фальшпанели. i-2
Установочные размеры приведены условно. i0
ШУ ВРУ заземлить проводом ПуГВ 6 З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 5. По завершению монтажа шкафа учета
опломбировать: счетчики
испытательные коробки
автоматические выключатели измерительных цепей напряжения при помощи навесных пломб. i-2
Шкаф учета должен иметь два замка: один на фальшпанели
второй на внешней дверце.
Коробка переходная испытательная
GSM - модем iRZ ATM2-485
Место подключения кабелей существующих
Шина ТТ (в комплекте)
Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3
Блок питания NES 15-5
Счетчик электрической энергии
Испытательная клеммная коробка
Короб перфорированный 80х60 мм
Блок зажимов (клемм) ТВ-15-12
кВ. Панель № 1 Вид спереди с открытой дверью
Болт ГОСТ 7805-70 (DIN 931)
Гайка ГОСТ 5915-70 (DIN 934)
кузовная (с увеличенной
шириной полей) ГОСТ 6958-78 (DIN 9021)
кВ. Панель № 2 Вид спереди с открытой дверью
Втулка резиновая кабельная 14x24x8 (h1 - 2 мм
В механическом устройстве блокировки выводов поз. 6 устанавливаемом для автоматического выключателя догрузочных резисторов
заглушку для третьего модуля не выламывать
клемма поз. 4 должна закрываться заглушкой; 2. Din-рейку крепить к задней стенке панелели с помощью поз. 13
поз. 12; 3. Догрузочные резисторы МР3021-Н-100-20ВА установить установить на фасад ячейки согласно чертежу с помощью поз. 9
поз. 11 расстояние до конструктивных элементов ячейки и иного оборудование на фасаде не менее 50 мм. 4. На выключателе нагрузки поз. 1 выставить блокировку рукоятки управления от выключения аппарата
рычаги блокировки заклеить пломбировочной лентой. xi-1.5
Релейный отсек. Дверь отсека не показана
Монтажный профиль существующий
Клеммный блок существующий
Трансформатор тока ТПОЛ-10-3 6005
Монтажная панель 368х568
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
GSM-модем IRZ АТМ2-485
Короб перфорированный 25х40
Зажим на DIN-рейку пластиковый EKF ahdw-ew
-провод.миниатюрная проходная 264-731 Wago
Шины заземления РЕ 101
Клемма WAGO заземления 2пол. 264-737
Коробка клеммная испытательная переходная ККИ1-1
Крышка пломбировочная
З-Ж ТУ 16-705.501-2010. 4. Для крепления вторичных цепей напряжения и цепей питания к шинам фаз использовать поз. 5. 5. Для крепления вторичных цепей напряжения и цепей питания к шинам PEN использовать поз. 5 6. Кабели существующие крепить к шине медной с помощью поз. 2
поз. 4. 7. Для крепления наконечника силового кабеля к шине трансформатора тока использовать болты такой длины
при которой количество свободных витков резьбы после затягивания контрольной гайки будет не более трех и не менее двух. 8. Для контактных соединений использовать оцинкованные болты с полной резьбой класса прочности 8.8
гайки класса прочности 8. 9. Использование шайб пружинных типа "гровер" в болтовых соединениях силовых цепей запрещено.
кВ. Панель № 3 Вид спереди с открытой дверью
кВ. Панель № 4 Вид спереди с открытой дверью
кВ. Панель № 6 Вид спереди с открытой дверью
кВ. Панель № 7 Вид спереди с открытой дверью
кВ. Панель № 8 Вид спереди с открытой дверью
кВ. Панель № 9 Вид спереди с открытой дверью
РУ-10 кв. Установка счетчиков на панели учета 10 кВ Секция 1 (секция 2)
Саморез клоп со сверлом
Автоматический выключатель 1А1РС
Переключатель кулачковый 4G10-69-PK-R014
Кросс-модуль 4-х полюсный 3L+PEN 4х7 ИЭК
Вводной клеммник цепей напряжения в составе:
- Клемма WAGO 280-646
- Торцевая и промежуточная пластина WAGO 280-312
- Держатель крышки; Тип 1 WAGO 709-167
фиксирующиестопорные винты и рифленую гайку
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
кВ. Установка счетчиков на панели учета 0
Механическое устройство блокировки выводов
Выключатель нагрузки (мини-рубильник) ВН-32 3P 16A TDM
Автоматический выключатель iС60L Z4 3P
Блок-контакт OF 26924
Винт оцинкованный М6x30 DIN 7985 полукруглая головка
Догрузочный резистор МР3021-Н-100-20ВА
Клеммник цепей тока в составе:
- Клемма WAGO 2007-8821
- Торцевая и разделительная пластина; толщиной 1
- Держатель крышки; Тип 1 WAGO 709-168
без опциональной заглушки WAGO 2007-8891
- Поперечная перемычка для рычага переключения
-х канальная WAGO 2007-8443
- Крышка блокиратора 3-х полюсная WAGO 282-883
- Блокиратор WAGO 210-254
DIN-рейка (10 см) оцинкованная
Шайба плоская М4 DIN125 оцинкованная
Саморез клоп со сверлом оцинкованный 3
Пломбировочная лента
DIN-рейка (20 см) оцинкованная
Заглушку не выламывать!
Клемма проходная WAGO 280-104
Болт М6х20 ГОСТ 7798-70 (DIN 933)
Гайка М6 ГОСТ 5915-70 (DIN 934)
Саморез клоп со сверлом
Торцевая и промежуточная пластина; WAGO 280-312

icon 3_Ведомость рабочей документации.doc

ВЕДОМОСТЬ РАБОЧЕЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ВД
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.СЭ
Схема электрическая
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С1
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7
оборудования и проводок
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С4
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С5
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С6
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ВО
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.СА
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.СО
ВЕДОМОСТЬ ССЫЛОЧНЫХ И ПРИЛАГАЕМЫХ ДОКУМЕНТОВ
Правила устройства электроустановок

icon 17_Условные обозначения.doc

Условные обозначения
автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
автоматический выключатель
автоматическое включение резерва
автоматизированное рабочее место
запасные изделия и принадлежности
вводное распределительное устройство
источник бесперебойного электропитания
измерительно-информационный комплекс
информационно-вычислительный комплекс
информационно-вычислительный комплекс электроустановки
комплекс технических средств
методика выполнения измерений
несанкционированный доступ
низковольтное коммутационное устройство
нормативно документация
оперативное запоминающее устройство
оптовый рынок электроэнергии
программно-аппаратный комплекс
постоянное запоминающее устройство
программное обеспечение
программа обеспечения надежности
предпроектное обследование
показатели надежности
пуско-наладочные работы
правила технической безопасности
программно-технический комплекс
правила устройства электроустановок
руководящий документ
региональное диспетчерское управление
строительно-монтажные работы
система управления базами данных
трансформатор собственных нужд
трансформатор напряжения
устройство сбора и передачи данных
устройство синхронизации системного времени

icon 1_Титульник ТРП.doc

Директор по транспорту
электрической энергии
Заместитель генерального директора по развитию и маркетингу
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 5_Ведомость технической документации.doc

МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ЛС
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ТП
Ведомость технической
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П2
Пояснительная записка
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С2
Схема функциональной
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П3
Описание автоматизируемых
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П4
Описание постановки задач
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П5
Описание информационного
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П9
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ПА
Описание программного
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.МО
Метрологическое обеспечение
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1
Проектная оценка надежности
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1.2
Программа обеспечения
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.В2
Перечень выходных сигналов
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.УО
Условные обозначения
ВЕДОМОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

icon 8_Описание автоматизируемых функций.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
Описание автоматизируемых функций
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П3
Характеристика функциональной структуры3
Описание процесса выполнения функций4
1Выполнение функций в ИИК4
2Выполнение функций в ИВКЭ6
3Контроль за состоянием программно-технических средств6
4Измерение и синхронизация времени7
Разделение функций на автоматические и выполняемые по командам персонала8
Временной регламент выполнения автоматизированных функций АИИС9
Характеристика функциональной структуры
Система обеспечивает следующей информацией:
-данные о состоянии счетчиков УСПД линий связи;
-данные измерений электроэнергии;
-другая служебная информация.
Описание процесса выполнения функций
1Выполнение функций в ИИК
Уровень ИИК включает в себя трансформаторы тока (ТТ) вторичные цепи ТТ а также электросчетчики .
Класс точности счетчиков 02S05 05S10 трансформаторов тока 05S 02S05S10Р.
Уровень ИИК обеспечивает выполнение следующих функций:
-автоматическое измерение приращений величин активной и реактивной электроэнергии;
-автоматическое вычисление приращений среднеинтервальной активной мощности;
-автоматическое выполнение измерений времени и интервалов времени;
-автоматическое измерение напряжения и тока
-автоматическое вычисление коэффициента мощности
-автоматическая регистрация событий в журнале событий сопровождающих процессы измерения;
-автоматическое сохранение результатов измерений информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных не менее 35 суток;
-автоматический переход с основного питания на резервное и обратно при восстановлении основного питания;
-автоматическая коррекция времени в ИИК со стороны ИВКЭ;
-безопасность хранения информации и программного обеспечения;
-предоставление доступа к измеренным значениям параметров и журналам событий со стороны ИВКЭ;
-конфигурирование и параметрирование в ручном режиме;
-непрерывная самодиагностика на предмет обнаружения программных ошибок и неисправностей;
-запись данных графика нагрузки;
-снятие информации со счетчиков автономным способом через оптический порт;
-аппаратная и программная защита от несанкционированного доступа.
Помимо перечисленных автоматизированных функций счетчики ведут журналы в которых фиксируются времена событий или времена началаокончания события. Для каждого события ведется отдельный журнал:
-самодиагностики изменение состояния;
-открытиязакрытия защитной крышки;
-изменений паролей счетчика;
-корректировки времени;
-попытки несанкционированного доступа;
-перепрограммирования счетчика (параметрирование);
-выключениявключения фазы А;
-выключениявключения фазы В;
-выключениявключения фазы С;
-замена версии программного обеспечения;
-переход на резервное питания и обратно;
-выключениявключения счетчика.
2Выполнение функций в ИВКЭ
ИВКЭ состоит из УСПД которое производит сбор результатов измерений с уровня ИИК их обработку и хранение.
Уровень ИВКЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
-автоматический регламентированный сбор приращений результатов измерений;
-автоматическая коррекция времени;
-автоматический сбор данных о состоянии средств и объектов измерений со всех ИИК обслуживаемых данным ИВКЭ;
-конфигурирование и параметрирование;
-контроль полноты полученных данных;
-хранение профиля нагрузки не менее 35 дней (автоматически);
-изменения ПО и параметрирование УСПД;
-предоставление доступа к измеренным значениям параметрам и журналам событий со стороны ИВК вышестоящего уровня;
-безопасность хранения данных;
-формирование и передача ТС на вышестоящий уровень;
В УСПД обеспечивается ведение журнала событий с фиксацией следующих событий:
-программные и аппаратные перезапуски;
-корректировки времени;
-перерывы электропитания;
-регистрация состояний дискретных входов.
Каналообразующая аппаратура обеспечивает выполнение следующих функций:
-обеспечение каналов связи со скоростью передачи данных не менее 9600 бит в секунду и коэффициентом готовности не хуже 095.
3Контроль за состоянием программно-технических средств
Контроль осуществляется на всех уровнях и во всех подсистемах АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008. В ИИК и ИВКЭ выполняются тестовые самопроверки. Во время сеансов связи осуществляется анализ взаимодействия и исправности каналов связи.
АИИС КУЭ является распределенной системой и ее надежность определяется надежностью ее составных частей и элементов.
Программно-аппаратная система контроля работоспособности и диагностирования неисправностей разрабатываемой АИИС КУЭ обеспечивает решение следующих задач:
-проверку работоспособности и обнаружение отказов оборудования;
-отыскание неисправностей с точностью до отдельного элемента или группы элементов;
-сигнализацию о возникновении отказа и результатах проверок работоспособности.
Аппаратное обеспечение АИИС КУЭ сконструировано таким образом что обеспечивает свободный доступ к отдельным блокам для контроля их работоспособности и замены.
4Измерение и синхронизация времени
Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков и УСПД. Синхронизация времени в УСПД осуществляется вышестоящего уровня.
Контроль времени в ИИК проводится при каждом сеансе связи с уровнем ИВКЭ при отклонении внутреннего времени в счетчике от заданной предельной величины формируется событие и сохраняется в журнале. Синхронизация времени в ИИК производится при превышении отклонения показаний внутреннего таймера от времени в команде синхронизации более чем на 2 секунды.
Разделение функций на автоматические и выполняемые по командам персонала
Все функции выполняемые АИИС можно разделить на автоматические и выполняемые по командам персонала.
В автоматическом режиме выполняются следующие основные функции АИИС:
-измерение физических величин;
-сбор информации об измеренных физических величинах;
-ведение журнала событий ИИК;
-ведение журнала событий ИВКЭ;
-регистрация состояний дискретных входов;
-формирование архива измеренных величин с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив;
-формирование архива технической и служебной информации;
-контроль расхождении времени;
-синхронизация времени по каждому ИИК;
-синхронизация времени в ИВКЭ;
-передача измеренных данных на вышестоящие уровни АИИС;
-контроль полноты полученных данных.
Временной регламент выполнения автоматизированных функций АИИС
Временной регламент выполнения функций в АИИС а также дополнительные характеристики процесса реализации функций приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Характеристики процесса реализации функций
Получение физических величин коммерческого учета электроэнергии*)
Автоматическое измерение физических величин
Децентрализованная функция
Отсутствие записи в профиле нагрузки ИИК за один период
Автоматический сбор информации об измеренных физических величинах
Один раз в сутки или по запросу
Коммерческая информация не получена на вышестоящий уровень за один период
Обработка данных коммерческого учета электроэнергии
Автоматизированное соотнесение результатов измерений со схемой измерений
Централизованная функция
Невозможность привязки проведенных измерений по присоединениям за один период
Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения печатной форме форме электронного документа (файла)
Формирование документов. Ручной запуск программ. Предоставление доступа к отчетным и иным документам в визуальной печатной и электронной форме
По мере необходимости (за любой временной интервал)
Невозможность выполнения данной функции
Ведение журналов событий
Ведение журнала событий ИИК
Отсутствие записей в журнале событий при наличии событий
Ведение журнала событий ИВКЭ
Контроль достоверности измерений
-анализ пропуска данных;
-анализ журнала событий ИИК;
-сравнение с предельно-допустимыми величинами энергии тока мощности;
Формирование архивов информации*)
Формирование архива измеренных величин с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив
Централизованная и децентрализованная функции
Нет записи в архиве за один период
Формирование архива технической и служебной информации
Нет записей в архиве при формировании архива
Организация доступа к информации уровня ИВКЭ АИИС КУЭ со стороны вышестоящего уровня
Организация доступа к коммерческой технической и служебной информации
Одни сутки или по запросу
в течение сеанса связи
Синхронизация времени в АИИС КУЭ
Синхронизация времени по каждому ИИК
Синхронизация – при необходимости контроль – при каждом обращении
Абсолютная разность показаний времени ИТВ и ИИК превышает две секунды
Синхронизация времени в ИВКЭ осуществляющаяся в автоматическом режиме включающая в себя измерение времени поддержание времени и синхронизацию времени всех компонент АИИС КУЭ
Контроль синхронизации – один раз в сутки;
Синхронизация – один раз в сутки
Превышение разности показаний времени ИТВ и ИВКЭ абсолютной величины в две секунды
Контроль функционирования АИИС КУЭ и ее
Контроль работоспособности программно-технических средств ИВКЭ
Отсутствие записи о контроле в журнале событий при сбоях ИВКЭ
Контроль работоспособности программно-технических средств ИИК
Отсутствие записи о контроле в журнале событий при сбоях ИИК
Контроль наличия напряжения на секциях шин ТП отходящих фидерах 04 кВ
Контроль факта реализации функции проведения измерений физических величин
Один раз в 10 сек. или настраивается пользователем
Отсутствие индикации на экране диспетчера и записи в журнале событий о фактах пропадания напряжения при пропадании напряжения
Контроль положения дверей РУ-04 кВ РУ-10 кВ Секкции I РУ-10 кВ Секции II дверей трансформаторных отсеков Секкции I Секции II шкафа УСПД
Контроль фактов несанкционированного доступа на объекты КУ
По факту наступления события
Отсутствие индикации на экране диспетчера и записи в журнале событий о фактах несанкционированного доступа при наступлении прецедента
Контроль состояния АВР на ТП
Контроль активного питающего луча АВР
Отсутствие индикации на экране диспетчера и записи в журнале событий о фактах смены питающего луча АВР
* Централизованная функция вышестоящего уровня

icon 12_Описание программного обеспечения.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
Описание программного обеспечения
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ПА
Структура программного обеспечения3
Функции частей программного обеспечения5
Структура программного обеспечения
В соответствии с функциональной структурой АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 в состав ПО входит:
К программному обеспечению ИИК относится встроенное ПО счетчиков электроэнергии. Счетчик является аналого-цифровым устройством и работает под управлением встроенного микроконтроллера. Микроконтроллер управляет всеми узлами счетчика и реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой помещенной во внутреннюю память. Управление узлами счетчика проводится через программно-аппаратные интерфейсы реализованные на портах вводавывода микроконтроллера:
-последовательный интерфейс для связи с аналого-цифровым преобразователем (АЦП);
-параллельный интерфейс для связи с энергонезависимой памятью оперативных данных;
-интерфейс для связи с памятью параметров и данных и памятью хранения массивов профиля мощности;
-интерфейс связи с внутренними часами жидкокристаллическим индикатором и термометром;
-трехпроводный интерфейс для связи с драйверами RS-485;
-двухпроводный интерфейс для связи с оптопортом.
Структурная схема управления программного обеспечения счетчика электроэнергии Меркурий 230 ART-03 представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема счетчика Меркурий 230
Для сервисного обслуживания счетчиков Меркурий 230 ART-03 заводом изготовителем поставляется ПО ''Конфигуратор счётчиков трёхфазных Меркурий'' предназначенное для конфигурации и чтения информации со счетчиков по интерфейсу RS-485 или оптопорту. ПО ''Конфигуратор счётчиков трёхфазных Меркурий'' работает в операционной среде Windows-9Х-2000-XP.
Для сервисного обслуживания счетчика СЭТ-4ТМ.03М заводом изготовителем поставляется ПО ''Конфигуратор СЭТ-4ТМ'' предназначенное для конфигурации и чтения информации со счетчиков по интерфейсу RS-485 или оптопорту. ПО ''Конфигуратор СЭТ-4ТМ'''' работает в операционной среде Windows-98 - Windows Vista.
В состав программного обеспечения уровня ИВКЭ входит специализированное программное обеспечение «Программа конфигурации TK16LE-422» которое работает под управлением операционной системы WindowsCE 5.0.x.
Подробное описание программного обеспечения для контроллера терминального TK16L.14 описано в руководстве по эксплуатации контроллера терминального серии TK16L.14 ТУ АВБЛ.468212.061 РЭ.
Функции частей программного обеспечения
Программное обеспечение счетчиков электроэнергии обеспечивает выполнение следующих функций:
-измерение и вычисление данных о потребленных электроэнергии и мощности;
-самодиагностику и ведение журналов событий;
-дистанционное конфигурирование;
-защиту от НСД (установка пароля на счетчик);
-хранение измерительной и диагностической информации;
-циклический опрос кнопок клавиатуры управления и управление жидкокристаллическим индикатором для отображения измеренных данных;
-независимый равноприоритетный обмен по интерфейсу RS-485 и оптическому порту и управление направлением передачи драйверов RS-485;
-поддержка MODBUS-подобного двоичного протокола.
Программное обеспечение УСПД обеспечивает выполнение следующих функций:
-ввод коэффициентов измерительных каналов (коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока);
-установку интервала опроса счётчиков;
-сбор информации со счётчиков;
-обработку принятой информации в соответствии с установленными параметрами;
-ведение журнала событий УСПД;
-хранение и передачу на вышестоящий уровень измерительной и диагностической информации;
-периодическую синхронизацию времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии;
-периодический (в темпе сбора) контроль правильности текущего времени в счетчиках запись в журнале событий информации о превышении допустимого отклонения времени от эталонного и установка дополнительного признака качества к измеренным данным;
-защиту от НСД на программном уровне (установка пароля на УСПД).

icon 9_Описание постановок задач.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП 20008 ТИП РТП-8293
Описание постановки задач
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П4
Характеристики функциональных задач3
Входная и выходная информация5
Характеристики функциональных задач
Главной задачей АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 является автоматизированный сбор показаний с электронных счетчиков коммерческого учёта и их передача на вышестоящий уровень (ЦСОИ).
Для обеспечения соответствия техническим требованиям к автоматизированным информационно-измерительным системам коммерческого учета электрической энергии подсистема АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-проведение автоматизированного измерения параметров энергопотребления и мощности присоединений входящих в состав АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 постоянно в реальном времени за исключением периодов регламентных работ в измерительных цепях ИИК точки учета либо отключения рассматриваемых присоединений*;
-организация автоматизированного сбора информации по электропотреблению с электронных счетчиков – в соответствии с настраиваемым администратором системы периодом опроса счетчиков используя функции программного обеспечения входящих в состав АИИС технических устройств а так же по запросам пользователей системы;
-автоматическое проведение измерений точного календарного времени и поддержание единого времени во всех технических устройствах системы – синхронизация времени в случае выхода времени рассогласования синхронизируемых устройств за установленные при параметрировании пределы;
-самодиагностика технических средств - постоянно в реальном времени с автоматической записью в журнал событий;
-автоматический регламентный (либо по требованию) сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений со всех ИИК входящих в состав АИИС;
-сохранение считанных со средств измерений (счетчики УСПД) данных о состоянии средств измерений – по мере поступления новых данных;
-автоматическая фиксация фактов связи фиксация ТС перепрограммирования синхронизации времени факта пропадания напряжения чтения коммерческих и диагностических данных в журналах событий счетчиков УСПД – постоянно в реальном времени;
-обеспечение защиты оборудования ПО и данных от несанкционированного доступа путем пломбирования технических средств и разграничения прав доступа (введение системы паролей).
В случае нарушения функционирования каналов связи между техническими устройствами задача сбора информации со счетчиков должна быть решена ручным способом опроса ИИК точки учета через оптопорт с использованием переносного персонального компьютера.
Входная и выходная информация
Перечень входной и выходной информации для комплекса задач АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Входная и выходная информация для комплекса задач АИИС
Проведение измерений в точках измерений
Значения тока поступающие с измерительных трансформаторов тока в точке учета.
Приращения физических величин заданной размерности несущие информацию о количестве потребленной активной и реактивной электроэнергии в точке учета
Сбор информации по учету электроэнергии и мощности
Именованные физические величины заданной размерности несущие информацию о количестве потребленной активной и реактивной электроэнергии в каждой точке учета.
Консолидированные в одном месте именованные физические величины заданной размерности несущие информацию о количестве потребленной активной электроэнергии и реактивной мощности во всех точках учета
Контроль работоспособности программно-технических средств АИИС
Результаты самодиагностики оборудования АИИС (записи журналов событий счетчиков сообщения об ошибках связи и т.д.).
Диагностическая информация занесенная в базу данных АИИС
Измерение и синхронизация времени
Количественная информация об измеряемых величинах времени в подсистемах АИИС.
Количественная информация о текущем календарном времени.
Синхронизирующие сигналы поступающие в подсистемы АИИС и несущие информацию о текущем календарном времени

icon 3_Обложка ТП.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 11_Описание комплекса технических средств.docx

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП 20008 ТИП РТП-8293
Описание комплекса технических средств
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П9
Общие положения по техническому обеспечению3
Структура технического обеспечения4
1Состав технического обеспечения АИИС4
1.1Комплекс технических средств ИИК ТП и ИИК ВРУ4
1.2Комплекс технических средств ИВКЭ12
2Защита от несанкционированного доступа13
2.1Программные средства13
2.2Аппаратные средства13
Средства вычислительной техники20
Аппаратура передачи данных21
1Каналы передачи данных21
Выбор автоматических выключателей22
1Выбор автоматических выключателей цепей питания оборудования22
2Выбор автоматических выключателей цепей напряжения25
3Выбор автоматического выключателя для защиты обмотки трансформатора напряжения от коротких замыканий в цепях учета:27
Проверка оборудования на действие токов короткого замыкания30
Приложение А (обязательное) Акты разграничения балансовой принадлежности33
Приложение Б (обязательное) Фидерная карта ..63
Приложение В (обязательное) Карта НН64
Приложение Г (обязательное) Данные по токам короткого замыкания66
Общие положения по техническому обеспечению
Технические средства АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 обеспечивают аппаратную реализацию функциональной структуры АИИС и выполнение всех задач возложенных на АИИС КУЭ.
К техническим средствам ИИК относятся средства учета – трансформаторы тока многофункциональные счетчики электрической энергии.
К техническим средствам ИВКЭ относятся УСПД и каналообразующая аппаратура.
Структура технического обеспечения
1Состав технического обеспечения АИИС
1.1Комплекс технических средств ИИК ТП и ИИК ВРУ
Технические средства ИИК включают в свой состав:
-измерительные трансформаторы тока;
-измерительные трансформаторы напряжения;
-цифровые счетчики электрической энергии;
-вторичные измерительные цепи от измерительных трансформаторов до счетчиков электрической энергии.
1.1.1Трансформаторы тока. Технический проект АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 выполняется с учетом установки трансформаторов тока вновь. Установка трансформаторов тока производится с целью:
-обеспечения требуемой точности учета (в том числе при малых токах первичной нагрузки);
-снижения суммарной погрешности измерительных каналов;
-выделения для целей коммерческого учета отдельной от устройств релейной защиты обмотки ТТ.
При установке соблюдается следующее условие:
-для присоединений 04 кВ к установке принимаются ТТ с обмоткой класса точности 05S.
-для присоединений 10 кВ к установке принимаются ТТ с обмотками класса точности 02S05S10Р.
Согласно ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия" для обеспечения работы трансформатора тока в заданном классе точности необходимо чтобы ток в первичной обмотке находился в пределах от 1 до 120 % от номинального значения для трансформаторов класса точности 05S.
Согласно ГОСТ 7746-2001 минимально допустимая вторичная нагрузка должна составлять:
-для ТТ с S2ном.=1 ВА S2m
-для ТТ с S2ном.=3 ВА S2m
-для ТТ с S2ном.=5 ВА S2min.=375 ВА.
Для ТТ с номинальной нагрузкой более 10 ВА согласно ГОСТ 7746-2001 фактическая нагрузка вторичной обмотки должна находиться в пределах:
При рассмотрении нагрузок присоединений первичный (вторичный) ток должен соответствовать требованиям ПУЭ.
Согласно требованиям ПУЭ должны соблюдаться следующие условия:
-при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока должен составлять не менее 40% номинального тока счетчика;
-при минимальной рабочей нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока должен составлять не менее 5 % номинального тока счетчика.
Истечение установленного срока службы ТТ не является определяющим фактором невозможности его применения или замены при условии что он внесен в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и имеет действующее свидетельство о поверке.
Выбор ТТ для установки замены осуществляется по следующим критериям:
-конструктивное исполнение;
-наличие регистрационного номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений;
-номинальное напряжение;
-номинальная частота (50Гц).
Выбранные ТТ проверяются на:
-соответствие номинального тока минимальному и максимальному токам присоединения (формула 2.1);
-электродинамическую стойкость;
-термическую стойкость токам КЗ.
Для проверки ТТ на соответствие электродинамической стойкости необходимо соблюдение следующего условия:
гдеiуд – амплитуда ударного тока КЗ кА
гдеkуд – ударный коэффициент;
Imax – ток короткого замыкания кА.
Для проверки ТТ на соответствие термической стойкости необходимо соблюдение следующего условия:
гдеBк – значение интеграла Джоуля кА2·с;
Втерм.доп – допустимое значение интеграла Джоуля для проверяемого аппарата кА2·с.
Значение интеграла Джоуля определяется по формуле:
tоткл – время отключения тока КЗ с.
Допустимое значение интеграла Джоуля для проверяемого аппарата определяется по формулам:
Втерм.доп.= I2терм·tтерм (2.4)
Втерм.доп.= I2терм·tоткл (2.5)
где tтерм – время термической стойкости проверяемого аппарата с;
tоткл – время отключения тока КЗ с;
Iтерм – допустимый ток термической стойкости кА.
Проектом предусматривается установка измерительных трансформаторов тока в ячейках РУ-10 кВ на вводах низкого напряжения силовых трансформаторов присоединениях собственных нужд и присоединениях абонентов.
Номинальный первичный ток измерительного ТТ для установки на вводах низкого напряжения силовых трансформаторов рассчитывается по мощности силового трансформатора и вычисляется по следующей формуле:
где Iном - номинальный первичный ток А;
Sном - номинальная мощность трансформатора кВА;
U–номинальное напряжение кВ.
Расчет номинального первичного тока ввода 04 кВ Секции I.
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Результаты расчетов первичного тока измерительных ТТ для установки на вводах низкого напряжения силовых трансформаторов.
Мощность силового трансформатора кВА
Номинальный ток выбранного ТТ А
Ввод РУ-04 кВ Секция I
Ввод РУ-04 кВ Секция II РТП-20008
Расчет номинального первичного тока измерительного ТТ для присоединения абонента проводится исходя из единовременной мощности указанной в акте разграничения балансовой принадлежности приведенном в приложении А.
где Iном – номинальный первичный ток А;
Sпотр–единовременная (максимальная) мощность потребителя кВА;
U – номинальное напряжение кВ.
Расчет номинального первичного тока присоединения Вв. МГС.
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Результаты расчетов первичного тока измерительных ТТ для установки на присоединениях абонентов.
Единовременная мощность кВА
РУ-04 кВ Секция I Вв. ЯСН вв.ЯШСН № 1
(Допустимая токовая нагрузка: на воздухе кабеля 2хАВВГ 4х25 – 2х88 А)
РУ-04 кВ Секция II Вв.ЯШСН№ 2
(Допустимая токовая нагрузка: на воздухе кабеля АВВГ 4х25 –
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияI
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияII
Вв. 114496 Секция I Административное здание
Вв. 114496 Секция II Административное здание
Вв. 114326 Секция I АЗС
Вв. 114326 Секция II АЗС
Вв. 117945 Секция I Административное здание
Вв. 117945 Секция II Административное здание
Вв. 112205 Секция I Административное здание
Вв. 112205 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция I Административное здание
Вв. 113339 Секция II Административное здание
Вв. 116444 Секция I АЗС
Вв. 116444 Секция II АЗС
Вв. Механизация Секция II Нежилоездание
Вв. 114374 Секция I Очистныесооружения
Вв. 114374 Секция II Очистныесооружения
Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. участке
Данные о выбранных трансформаторах тока приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Выбранные трансформаторы тока.
Допустимая вторичная
Ввод РУ-04 кВ СекцияIРТП-20008
Ввод РУ-04 кВ СекцияII РТП-20008
Номинальный первичный ток измерительного ТТ для установки в ячейках РУ-10 кВ выбрать таким же как у заменяемых трансформаторов тока.
Таблица 2.4 – Выбранные трансформаторы тока в ячейки РУ-10 кВ.
РУ-10 кВ Секция I Ячейка 8 - ПС 396 α "Яузская
РУ-10 кВ Секция II Ячейка 14 - ПС 396 "Яузская
1.1.2Трансформаторы напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются:
-по напряжению установки:
-по классу точности;
-по вторичной нагрузке в соответствии с ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»:
где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности ВА;
S – суммарная нагрузка всех измерительных приборов присоединенных к трансформатору напряжения ВА.
Проектом предусматривается техническое решение по использованию существующих трансформаторов напряжения типа НОЛ.08-10УТ2 класс точности 05.
1.1.3Вторичные цепи.
Вторичные цепи ТТ выполняются контрольным кабелем и монтажным проводом. Прокладка выполняется по существующим кабельным трассам. Контрольные кабели прокладываются в кабельных каналах и гофротрубе.
Сечения токовых цепей выбраны из условий допустимых нагрузок ТТ. Сечения контрольных кабелей удовлетворяют требованиям по пожарной безопасности и механической прочности.
Методика выбора сечения кабелей приведена в документе МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.МО "Метрологическое обеспечение".
1.1.4Счетчики электроэнергии. Проектом предусматривается установка счетчиков электрической энергии класса точности 02S05S и 05S10.
Устанавливаемые счетчики электроэнергии удовлетворяют всем требованиям ТЗ. Основные технические характеристики приведены в паспорте на счетчик электроэнергии поставляемом в комплекте со счетчиком.
Счетчики комплектуются микросхемами энергонезависимой памяти обеспечивающие:
-память параметров и данных журналов событий и корректировок времени;
-оперативную память;
-память массивов профиля нагрузки.
Микросхемы предназначены для периодического и долговременного энергонезависимого хранения данных.
Профиль нагрузки программируется на 30-ти минутное усреднение мощности.
-ручной режим: информация считывается визуально с табло устройства индикации счетчика устройство индикации позволяет считывать текущие значения энергии нарастающим итогом основные и дополнительные параметры;
-дистанционный режим: счетчик имеет два стандартных гальванически развязанных телеметрических выхода интерфейс RS-485 и оптопорт что позволяет снимать данные не только удаленно (через УСПД) но и автономно с помощью переносного АРМ.
Для подключения и безопасного обслуживания рядом со счетчиками монтируются коробки испытательные переходные типа КИ-10 имеющие возможность пломбирования. Подключение информационных цепей к счетчикам производится через пассивные разветвители интерфейса типа ПР-3 и РИ-3Л.
Схемы расположения мест установки счетчиков с учетом требований ПУЭ приведены в рабочей документации.
Резервное питание счетчиков электроэнергии предусматривается от АВР.
Состав технических средств ИИК АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 предусмотренный проектом характеристики которого соответствуют требованиям Технического задания на создание АИИС КУЭ определяется при привязке объектов автоматизации и приводится в приложении А МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П2.
1.2Комплекс технических средств ИВКЭ
Технические средства уровня ИВКЭ включают в свой состав:
-каналообразующая аппаратура.
Контроллер TK16L.14 со встроенным модемом GSMGPRS типа SIM300DZ или SIM900D –многофункциональное надежное и высокоточное изделие. Контроллер является основой для построения пространственно-распределенных иерархических проектно-компонуемых автоматизированных систем с распределенной обработкой и хранением данных.
Изделие обеспечивает возможность сбора информации с устройств следующих типов:
дискретные датчики типа «сухой контакт»;
аналоговые датчики с выходным токовым сигналом 0-20 мА;
аналоговые датчики с выходным сигналом напряжения от 0 до 25 В;
устройства релейной защиты и автоматики (РЗиА);
устройства телемеханики;
счетчики электроэнергии;
устройства поддерживающие стандартный протокол
специализированные устройства заказчика с интерфейсом RS-485RS-422 (при условии представления технической документации на устройства).
В комплект УСПД входит энергонезависимая память 512 МВ. Память необходима для хранения данных объем которых установлен требованиями к УСПД по длительности хранения. В случае утери данных на вышестоящем уровне сохраняется возможность их восстановления путем чтения из архивов памяти УСПД. УСПД является восстанавливаемым многоканальным и многофункциональным устройством работающим в непрерывном режиме.
Протокол обмена между УСПД и счетчиками электроэнергии MODBUSRTU-подобный.
Технические характеристики УСПД соответствуют требованиям предъявляемым к розничному рынку электроэнергии а также технического задания на создание АИИС КУЭ по функциональности конструкции и надежности. Более подробное описание УСПД представлено в описании типа средств измерений на устройство.
Технические средства уровня каналообразующей аппаратуры включают в свой состав GSMGPRS – модем типа SIM300DZ или SIM900D (встроенный в УСПД) и АТМ2-485 (в шкафу учета ВРУ).
GSM модем предназначен для организации сбора информации со счетчиков электрической энергии устройства сбора и передачи данных или других средств измерений через сеть подвижной радиотелефонной связи стандарта GSM-9001800.
2Защита от несанкционированного доступа
2.1Программные средства
Защита от несанкционированного доступа в счетчиках электроэнергии реализуется на базе встроенного ПО. Различают три уровня доступа:
-первый уровень – низший уровень пользователя;
-второй уровень – средний уровень администратора;
-третий уровень – высший заводской уровень.
Уровень доступа определяется паролем с которым открываются каналы связи со счетчиком. Пароль состоит из шести любых символов. При выпуске с завода-изготовителя каждому счётчику задаются следующие пароли и адреса: для адреса счётчика - три последние цифры заводского номера для пароля уровня доступа 1 - шесть символов (111111’) - шесть символов (222222’). Третий (высший) уровень доступа – аппаратный является заводским и возможен только при установлении технологической перемычки внутри счётчика.
Программное обеспечение УСПД обеспечивает защищенность самих программных средств и всей имеющейся информации от несанкционированного доступа с помощью системы паролей.
2.2Аппаратные средства
В процессе эксплуатации должны быть приняты меры исключающие несанкционированный доступ к вторичным цепям трансформаторов тока. Для обеспечения выполнения этого требования необходимы следующие технические и организационные мероприятия:
-опломбирование или маркирование знаками визуального контроля всех разъемных соединений контрольных цепей подключение к которым дополнительных технических устройств или замена может привести к изменению нагрузки на измерительные трансформаторы;
-на объектах АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 должны быть эксплуатационные схемы всех информационно-измерительных комплексов с указанием мест опломбирования или маркирования знаками визуального контроля. Все изменения во вторичных цепях измерительных трансформаторов расчетного учета должны быть внесены в эти схемы в установленном порядке.
На уровне ИИК предусматривается защита от несанкционированного доступа. Подключение электросчетчиков к измерительным обмоткам трансформаторов тока выполняется отдельно от вторичных обмоток цепей релейной защиты.
Маркирование знаками визуального контроля разъемных соединений осуществляется только при условии снятия напряжения с соблюдением действующих правил техники безопасности.
На уровне ИИК и ИВКЭ предусматриваются следующие меры:
-пломбирование корпуса электросчетчика (пломба завода изготовителя);
-пломбирование винтов крепления крышки зажимов счетчика (Сетевой Энергосбытовой компанией и Потребителем);
-пломбирование испытательной коробки (Сетевой Энергосбытовой компанией и Потребителем)
-пломбирование клеммников в ячейках РУ-10 кВ (Сетевой Энергосбытовой компанией и Потребителем).
Конструкция УСПД обеспечивает возможность пломбирования разъёмов и элементов с помощью которых можно изменять параметры настройки устройства а также системное время и накопленные данные для исключения несанкционированного доступа.
Шкафы для защиты от несанкционированного доступа и хищения оборудования имеют в своей конструкции замки.
Вторичные цепи выполняются контрольным кабелем и монтажным проводом. Прокладка выполняется по кабельным каналам. В местах выхода из кабельных каналов и при прокладке по открытым участкам контрольные кабели прокладываются в металлорукавах.
Информационные цепи выполняются кабелем не имеющим повреждений изоляции и экрана.
Ввод кабелей от счетчиков и других устройств обеспечивается через специальные вводные гермовводы расположенные на нижней части приборного шкафа.
При отсутствии возможности пломбирования перечисленных выше устройств также необходимо производить маркирование знаками визуального контроля путем закрепления их поверх места стыковки элементов корпуса.
Маркирование корпусов электроизмерительных приборов и коммутационных аппаратов в цепях учета может проводиться знаками без предварительного их закрепления на подоснове и без снятия напряжения c соблюдением необходимых мер предосторожности.
Перечень пломбируемых мест указан в таблице 2.5.
Таблица 2.5– Перечень пломбируемых мест
Место установки оборудования
Счетчики Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN коробки испытательные переходные
РТП-20008. РУ-04 кВ СекцияI. Панель учета №1
РТП-20008. РУ-04 кВ СекцияII. Панель учета №2
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М
коробки испытательные переходные
вводной клеммник цепей напряжения
распределительный клеммник цепей напряжения
переключатель кулачковый
РТП-20008. РУ-10 кВ Секция I. Панель учета №1
Использовать пломбы и пломбировочную ленту КТЛ
РТП-20008. РУ-10 кВ СекцияII. Панель учета №2
Выключатель нагрузки цепей напряжения учета
Автоматический выключатель защиты цепей напряжения учета Автоматический выключатель защиты цепей догрузочных резисторов
РТП-20008. РУ-10 кВ. Ячейка 9
РТП-20008. РУ-10 кВ. Ячейка 15
Крышки измерительных трансформаторов тока
РТП-20008. РУ-10 кВ. Ячейка 8
РТП-20008. РУ-10 кВ. Ячейка 14
Ввод 04 кВ Секция II
Дверцы распределительных щитков
РТП-20008. РУ-04 кВ.
Электрощитовая Очистныесооружения Костомаровская набережнаявл. 1 Вв. 114374
Электрощитовая Очистныесооружения Костомаровская набережнаявл. 1 Шкаф ВРУВв. 114374 I
Автоматические выключатели цепей напряжения
Дверца внутри шкафа учета ВРУ (фальшь-дверь)
Электрощитовая Комплекс объектов на земел. участке Наставнический переулок вл.14-16 Вв. 135027
Электрощитовая Комплекс объектов на земел. участке Наставнический переулок вл.14-16 Шкаф ВРУ Вв.135027 I
Пломбирование и маркирование осуществляется с оформлением соответствующих актов.
При отказе каналов связи с УСПД разрыве интерфейса RS-485 между коммуникационным оборудованием и счетчиками специалисты обслуживающие систему должны осуществлять сбор информации со счетчиков с применением переносного АРМ и оптического порта с дальнейшим восстановлением информации о потребленной электроэнергии путем копирования данных собранных АРМ в базу данных вышестоящего уровня.
Средства вычислительной техники
Средства вычислительной техники входящие в состав АИИС КУЭ и решения по их выбору подробно рассмотрены в отдельном проекте на вышестоящий уровень.
Аппаратура передачи данных
1Каналы передачи данных
Для передачи данных между подсистемами АИИС используются следующие каналы передачи данных:
для организации взаимодействия компонентов ИИК ВРУ 04 кВ используется промышленная локальная сеть RS-485;
для организации взаимодействия между ИВКЭ РТП 20008 и ИИК РТП 20008 используется промышленная локальная сеть RS-485;
для организации взаимодействия ИИК ВРУ 04 кВ с уровнем УСПД РТП 20008 используется канал связи
для организации взаимодействия ИВКЭ РТП 20008 с вышестоящим уровнем используется канал связи GSM.
Организация информационного взаимодействия со смежными субъектами а также организация передачи информации в ПАО "Мосэнергосбыт" ПАО "МОЭСК" описывается в отдельном проекте.
Выбор автоматических выключателей
1Выбор автоматических выключателей цепей питания оборудования
Проектом предполагается для питания оборудования АИИС КУЭ использование АВР. Питание АВР осуществляется кабелями проложенными от фидеров собственных нужд (в РТП-20008) и вводов 04 кВ (в ВРУ 04 кВ). Кабели питающие АВР и устройства АИИС КУЭ подключены через однополюсные автоматические выключатели (АВ) в ТП и в ВРУ 04 кВ обеспечивающие в необходимых случаях возможность отключения питания а также защиту оборудования при возникновении аварийных режимов.
Расчетный ток АВ определяется по формуле:
гдеIQF – расчетный ток автоматического выключателя;
S – суммарная нагрузка подключенная к АВ ВА;
U – фазное напряжение В.
Значение номинального тока АВ (Iном АВ) принимается в большую сторону для обеспечения гарантированного запаса продолжительной работы подключенных устройств.
где SУСПД – мощность потребляемая УСПД ВА;
- мощность потребляемая цепью резервного питания счетчика ВА;
- количество счетчиков;
Номинальная отключающая способность автоматического выключателя должна быть выше тока однофазного короткого замыкания в точке установки АВ (К1) изображенной на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 - Схема замещения для расчета тока однофазного короткого замыкания.
Ток однофазного КЗ определяется:
где IКЗ(1) – ток однофазного КЗ;
Uф – фазное напряжение сети;
Zт(1) – полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ (справочная величина);
Zпф-0 – полное сопротивление петли фаза-нуль.
где Zпф-0.уд. – удельное сопротивление петли фаза-нуль (справочная величина).
Выбор АВ QF1 QF1 в РЩ-1 и РЩ-2 (см.МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С4):
S=SУСПД+nScч+Sобогр (5.5)
где SУСПД – мощность потребляемая УСПД;
Scч – мощность потребляемая счетчиком;
n – количество счетчиков подключаемых к АВ;
Sобогр. – мощность потребляемая обогревателем.
Номинальный ток АВ QF1 QF2 установленных в шкафу УСПД равен 6 А. Исходя из выполнения условия селективности номинальный ток АВ QF1 QF1 установленных в РЩ-1 (РЩ-2) принимается равным 10А.
Ток однофазного КЗ не превышает номинальную отключающую способность автоматического выключателя S201Р 10А1РС которая составляет 25 кА. Следовательно данный автоматический выключатель удовлетворяет техническим требованиям.
Выбор АВ QF1 QF1 вв. Вв. 114374 QF1 Вв. 135027:
Номинальный ток АВ QF3.01 QF3.02 установленных в шкафах учета ВРУ равен 2А. Исходя из выполнения условия селективности номинальный ток АВ QF1 QF1 установленных в PЩ-1 РЩ-2 принимается равным 6А.
Ток однофазного КЗ не превышает номинальную отключающую способность автоматического выключателя S201 6А1РС которая составляет 6 кА. Следовательно данный автоматический выключатель удовлетворяет техническим требованиям.
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Выбор автоматических выключателей цепей питания оборудования
Параметры выбранных автоматических выключателей
Оборудование шкафа УСПД
ВРУ Вв. 114374 СекцияI Очистные сооружения Костомаровская набережная вл. 1
Оборудование шкафа учета ВРУ
ВРУ Вв. 114374 СекцияII Очистные сооружения Костомаровская набережная вл. 1
ВРУ Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. Участке Наставнический переулок вл. 14-16 РЩ-1
Данные о проверке АВ на токи однофазного короткого замыкания приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2–Данные о проверке АВ на ток короткого замыкания.
Отключающая способность
2Выбор автоматических выключателей цепей напряжения
Цепи напряжения подключены через трехполюсные автоматы.
Расчет АВ питания цепей напряжения счетчиков осуществляется по формуле 5.1.
где- суммарная нагрузка подключенная к АВ ВА;
- наибольшая мощность потребляемая одной параллельной цепью счетчика ВА;
- количество счетчиков подключаемых к АВ.
Номинальная отключающая способность автоматического выключателя должна быть выше тока трехфазного короткого замыкания в точке установки АВ (К3) изображенной на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 - Схема замещения для расчета тока трехфазного короткого замыкания.
Ток трехфазного КЗ определяется:
гдеIКЗ(3) – ток трехфазного КЗ;
Zт – полное сопротивление трансформатора;
Z(3) – сопротивление кабеля.
где rуд. – удельное активное сопротивление кабеля;
худ. – удельное индуктивное сопротивление кабеля.
Выбор АВ SF1.01 SF2.01 (см.МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С5):
Номинальный ток АВ SF1.01- SF2.10 принимается равным 1 А
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.3.
Ток трехфазного КЗ не превышает номинальную отключающую способность автоматического выключателя S203Р 1А3РС которая составляет 25 кА. Следовательно данный автоматический выключатель удовлетворяет техническим требованиям.
Данные о проверке АВ на токи трехфазного короткого замыкания приведены в таблице 5.4.
Таблица 5.3 - Выбор автоматических выключателей цепей питания оборудования
Таблица 5.4 – Данные о проверке АВ на ток короткого замыкания.
Отключающая способность
3Выбор автоматического выключателя для защиты обмотки трансформатора напряжения от коротких замыканий в цепях учета:
По РД-34.35.305 автоматический выключатель для защиты цепей напряжения выбирается по максимальному току короткого замыкания (КЗ) в цепи установки автоматического выключателя.
По РД-34.35.305 максимальный ток отключаемый автоматом определяется по току трехфазного КЗ на выводах трансформаторов.
При соединении трансформатора в открытый треугольник ток в фазах а и с в которые включается защитный аппарат равен (РД-34.35.305 П.6):
- сопротивление короткого замыкания принимается согласно технического описания и инструкции по эксплуатации ИАЯК.671241.008 ТО трансформатора напряжения типа НАМИ-10.
Ток трехфазного КЗ на выводах трансформатора составит:
Выбирается автоматический выключатель iС60L Z4 2P.
Максимальный расчетный ток короткого замыкания на выводах трансформатора составляющий 1667 А не превышает отключающую способность выбранного автоматического выключателя для которого допустимое действующее значение тока короткого замыкания составляет 15 кА.
Выбранный автоматический выключатель необходимо проверить на чувствительность электромагнитного расцепителя к минимальному току КЗ с коэффициентом чувствительности не менее 15.
Минимальный ток для проверки чувствительности защитных аппаратов рассчитывается при КЗ в наиболее удаленной точке вторичных цепей.
При соединении ТН в открытый треугольник минимальный ток будет при двухфазном КЗ между не заземленными фазами а в схеме "звезда-звезда без нулевого провода" – при двухфазном КЗ между любыми фазами. В этих случаях:
- значение сопротивления контактных соединений;
- значение сопротивления автоматического выключателя без теплового расцепителя;
- значение расчетного сопротивления жилы кабеля.
Значение сопротивления контактных соединений определяется из расчета 0015 Омсчетчик плюс 0005 Ом на каждый дополнительно установленный прибор. Таким образом
Согласно техническому руководству на автоматические выключатели iС60 рассеваемая мощность на один полюс АВ iС60L Schneider Electric с номинальным током 4 А составляет 24 Вт. Таким образом сопротивление полюса автоматического выключателя составит:
Значение расчетного сопротивления жилы кабеля определяется по формуле:
q - принятое сечение жилы кабеля.
Электромагнитные расцепители автоматов чувствительны при
где Iном.расцеп = 4 А.
Согласно техническому руководству на автоматические выключатели iС60 Schneider Electric при работе на переменном напряжении отключение происходит при достижении 24 – 36 номиналов
Результаты проверки чувствительности автоматических выключателей приведены в таблице 5.5.
Таблица 5.5 – Результаты проверки чувствительности автоматических выключателей
Сечение жилы каб.выбр мм2
Сопр. конт. rконт Ом
Суммарное сопротив. r Ом
Проверка условия Kч.эл.расч >15
Автоматические выключатели для вторичных цепей трансформаторов напряжения 10кВ ТН-1 и ТН-2 выбраны верно и обеспечивают защиту ТН от токов короткого замыкания.
Проверка оборудования на действие токов короткого замыкания
Согласно ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия" трансформаторы тока на напряжение свыше 066 кВ должны быть устойчивы к электродинамическому и термическому воздействиям токов короткого замыкания параметры которых не превышают установленных значений:
а) тока электродинамической стойкости
б) тока термической стойкости Iт или его кратности Кт по отношению к номинальному
в) времени протекания тока tк равного:
или 3 с — для трансформаторов на номинальные напряжения до 220 кВ включительно.
Исходными данными для расчетов являются величины токов трехфазного короткого замыкания на шинах соответствующего уровня напряжения (см. Приложение Ж).
Методика проверки выбранных трансформаторов тока по условию электродинамической стойкости изложена в РД 153-34.0-20.527-98:
По условию динамической стойкости:
IД – ток динамической стойкости трансформатора тока кА;
Iуд – ударный ток кА.
Значение ударного тока рассчитывается по формуле:
где Куд – ударный коэффициент (принимаем ).
Проверка электрического аппарата на термическую стойкость при КЗ заключается в сравнении найденного при расчетных условиях значения интеграла Джоуля Вк с его допустимым для проверяемого аппарата значением Втер.доп. Электрический аппарат удовлетворяет условию термической стойкости если выполняется условие:
Для коммутационных аппаратов допустимое значение интеграла Джоуля зависит не только от указываемого заводом-изготовителем нормированного тока термической стойкости проверяемого аппарата Iтер.норм но и от соотношения между расчетной продолжительностью КЗ tоткл и предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости tтер.норм (также указываемого заводом-изготовителем). Если то допустимое значение интеграла Джоуля равно:
Iтер.норм – ток термической стойкости трансформатора тока по каталогу кА;
tтер.норм – нормируемое время термической устойчивости трансформатора тока с;
поэтому условием термической стойкости коммутационного аппарата является выполнение соотношения:
Если же то допустимое значение интеграла Джоуля равно:
Условием термической стойкости коммутационного аппарата является выполнение соотношения:
ВК – полный тепловой импульс тока к.з. кА2с:
tоткл = tср.защ.+ tср.реле+ tо.в. – расчетное время отключения присоединения при к.з. с
tср.защ – время срабатывания защиты с (принимается tср.защ = 15 с);
tср.реле = 01 с – время срабатывания реле;
tо.в – полное время отключения выключателя. Для ВПМП-10-20-630У3 tо.в.= 012 с.
Проверка выбранных измерительных трансформаторов тока на термическую и динамическую стойкость к токам короткого замыкания приведена в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Проверка трансформаторов тока присоединений 10 кВ по условиям термической и электродинамической стойкости.
Наименование присоединения
Проверка по динамической стойкости
Проверка по термической стойкости
Проверка условия Втер.доп > ВКЗ
РУ-10 кВ Секция I Ячейка 8 -ПС 396 α "Яузская
* - Значение токов КЗ см. в приложении Ж

icon 11_Приложение А_к П9.docx

Разрешение на присоединение мощности
Технические условия вв. 114496 Административноездание МешковФедорАлексеевич
Акт разграничения балансовой принадлежности вв. 112205
Акт разграничения балансовой принадлежности вв. 113339
Акт разграничения балансовой принадлежности вв. 116444
Акт разграничения балансовой принадлежности вв. 114374
Технические условия ГБУ города Москвы Жилищник Таганского района (вв.135027)

icon 6_Приложение А к П2.doc

Наименование объекта
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Класс точности акт.реакт.
Тип (фазы установки ТТ)
Коэффициент трансформации Ктт Ктн
Тип (фазы установки ТН)
РУ-10 кВ Секция I Ячейка 8 -ПС 396 α "Яузская
Наставнический пер. д. 11 стр. 2
РУ-10 кВ Секция II Ячейка 14 - ПС 396 "Яузская
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Ввод 04 кВ Секция II
Меркурий 230ART-03 PQRSIDN
РУ-04 кВ Секция I Вв. ЯСН вв.ЯШСН № 1
РУ-04 кВ Секция II Вв.ЯШСН№ 2
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияI
ул. Полуярославская д. 1 корп. 1
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияII
ул. Полуярославская д. 1 корп. 1
Вв. 114496 Секция I Административное здание
Наставнический переулок д.1 стр. 1
Вв. 114496 Секция II Административное здание
Вв. 114326 Секция I АЗС
Костомаровский переулок д.10 стр. 2
Вв. 114326 Секция II АЗС
Вв. 117945 Секция I Административное здание
Наставнический переулок д.8 стр. 2
Вв. 117945 Секция II Административное здание
Вв. 112205 Секция I Административное здание
Костомаровский переулок д.6 стр. 2
Вв. 112205 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция I Административное здание
Б. Полуярославский переулок д. 16
Вв. 113339 Секция II Административное здание
Вв. 116444 Секция I АЗС
Наставнический переулок владение 17
Вв. 116444 Секция II АЗС
Вв. Механизация Секция II Нежилоездание
Наставнический переулок д.1811 стр.4
Вв. 114374 Секция I Очистныесооружения
Костомаровская набережная вл. 1
Вв. 114374 Секция II Очистныесооружения
Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. участке
Наставнический переулок вл.14-16

icon 0_Обложка ТРП.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 16_Перечень выходных сигналов.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП 2БКТП-1000
Перечень выходных сигналов
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.В2
Выходная информация3
1Перечень выходной информации3
Перечень выходных документов5
Перечень каналов учета УСПД6
Перечень групп учета и закон группирования9
Вид и состав выходной информации АИИС КУЭ зависит от уровня иерархии программно-технических средств. В соответствии со структурной схемой АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 содержит следующие иерархические уровни:
-уровень точек учета (информационно-измерительные каналы в составе счетчика и трансформаторов тока);
-уровень ИВКЭ (УСПД).
1Перечень выходной информации
Перечень выходной информации для различных уровней приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Выходная информация
Уровень иерархии (источник данных)
Уровень ИИК (счетчики электроэнергии)
данные по приращениям активной реактивной электроэнергии и мощности значения токов и напряжений частота коэффициент мощности состоянию средств измерения.
Один раз в 30 мин. и по запросу
данные о наличии напряжения на секциях шин ТП отходящих фидерах 04кВ.
Один раз в 10 с или настраивается пользователем
(датчики сигнализации)
сигналы от концевых выключателей положения дверей РУ-04 кВ РУ-10 кВ Секция I РУ-10 кВ Секция
сигналы от концевых выключателей положения дверей трансформаторных отсеков Секция I Секция
сигналы от магнитно-контактного датчика охранного извещателя шкафа УСПД;
сигналы контроля состояния АВР на ТП.
В режиме реального времени
данные по приращениям активной реактивной электроэнергии и мощности значения токов и напряжений частота коэффициент мощности состоянию средств измерения;
Сервер вышестоящего уровня
данные о наличии напряжения на секциях шин ТП отходящих фидерах 04кВ;
в режиме реального времени
Перечень выходных документов
Выходные документы формируются на вышестоящем уровне с помощью специализированного программного обеспечения.
Перечень и виды выходной документации для АРМ пользователей формируется на этапе пуско-наладки.
Формируемые с помощью программного обеспечения отчеты представляются в виде графиков и таблиц которые могут быть переданы и выведены на печать в том виде в котором они формируются.
Перечень каналов учета УСПД
Перечень каналов учета для различных уровней приведен в таблице 3.
Таблица 3 – Перечень каналов учета
Сетевой номер счетчика
''+'' – прием энергии
''-'' – отдача энергии
РУ-10 кВ Секция I Ячейка 8 -ПС 396 α "Яузская
РУ-10 кВ Секция II Ячейка 14 - ПС 396 "Яузская
РУ-04 кВ Секция I Вв. ЯСН вв.ЯШСН № 1
РУ-04 кВ Секция II Вв.ЯШСН№ 2
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияI
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияII
Вв. 114496 Секция I Административное здание
Вв. 114496 Секция II Административное здание
Вв. 114326 Секция I АЗС
Вв. 114326 Секция II АЗС
Вв. 117945 Секция I Административное здание
Вв. 117945 Секция II Административное здание
Вв. 112205 Секция I Административное здание
Вв. 112205 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция I Административное здание
Вв. 116444 Секция I АЗС
Вв. 116444 Секция II АЗС
Вв. Механизация Секция II Нежилоездание
Вв. 114374 Секция I Очистныесооружения
Вв. 114374 Секция II Очистныесооружения
Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. участке
Перечень групп учета и закон группирования
Для отображения и обработки информации по данным об энергопотреблении формируются расчетные группы.
Таблица 4 – Перечень групп учета и закон группирования для 10 кВ и 04 кВ
-1+5+9+13+17+21+25+29+33+39+43
-3+7+11+15+19+23+27+31+35+37+41
-2+6+10+14+18+22+26+30+34+40+44
-4+8+12+16+20+24+28+32+36+37+42
Группы учета формируются на этапе пуско-наладки системы путем ввода точек учета составляющих расчетную группу учета в экранных формах программного обеспечения. Состав и количество расчетных групп учета может уточняться на этапе пуско-наладки системы. Изменение или дополнение составляющих групп учет или дополнение расчетных групп должно быть оформлено в виде приложения к проектной документации.

icon 7_Схема функциональной структуры.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП 20008 ТИП РТП-8293
Схема функциональной структуры
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП 20008.С2
Функциональные блоки структуры АИИС3
1Информационно-измерительные комплексы точек учета3
2Информационно-вычислительный комплекс электроустановки3
3Синхронизация времени3
Автоматизированные функции выполняемые АИИС5
Информационные связи между блоками и с внешней средой6
1Информационные связи между подсистемами АИИС6
1.1Взаимодействие между ИИК и ИВКЭ6
2Информационные связи АИИС с внешними системами6
3Схема организационной структуры АИИС6
Приложение A (обязательное) Схема организационной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 200087
Приложение Б (обязательное) Схема функциональной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 2000811
Функциональные блоки структуры АИИС
АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 представляет собой иерархическую интегрированную автоматизированную систему в состав которой входят следующие уровни:
-1-й уровень включает в себя информационно-измерительные комплексы точек учета (ИИК);
-2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ).
Система обеспечения единого времени формируется на всех уровнях иерархии.
1Информационно-измерительные комплексы точек учета
Каждый ИИК обеспечивает автоматическое проведение измерений в данной точке учета.
2Информационно-вычислительный комплекс электроустановки
ИВКЭ АИИС КУЭ обеспечивает решение задач автоматического сбора диагностики обработки и хранения информации по учету электроэнергии от ИИК автоматического сбора обработки и хранения информации о состоянии средств измерений а также обеспечивает доступ к этой информации по интерфейсам связи. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Уровень ИВКЭ представляет собой УСПД консолидирующее информацию со счетчиков установленных в РТП 20008 и ВРУ 04 кВ.
В РТП 20008 УСПД размещается в шкафу УСПД. Шкаф УСПД представляет собой технически завершенную монтажную единицу.
В качестве УСПД на РТП 20008 используется контроллер терминальный TK16L.14. Для передачи данных с УСПД на вышестоящий уровень используется существующая ВОЛС.
Для передачи данных со счетчиков установленных в электрощитовых потребителей используется GSM-модем iRZ ТС65i-485GI.
3Синхронизация времени
В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах. Коррекция времени между УСПД и счетчиком происходит при превышении рассогласования времени УСПД и счётчика. Коррекция времени на счетчике может быть плавной или происходить мгновенно т.е. «скачком».
После включения питания УСПД в процессе загрузки программного обеспечения время УСПД автоматически инициализируется по времени внутренних часов контроллера терминального. В автоматическом режиме коррекция времени в УСПД происходит от эталона времени УСПД. Изделие обеспечивает автоматическую коррекцию хода внутренних часов и часов счетчиков электроэнергии с синхронизацией от одного из источников выбираемого при параметрировании:
радиосервера точного времени использующего в качестве эталона сигналы радиостанции ГСВЧ или сигналы спутниковой системы ГЛОНАССGPS подключаемому к любому из портов RS-232 RS-422-1 RS-422-2 RS-485 Ethernet изделия;
внешней ПЭВМ подсоединенной по сети и вышестоящей в иерархии системы при этом используется прикладное ПО;
NTP – сервера присоединенного по сети Интернет.
Точность хода часов во включенном и выключенном состоянии счетчика электроэнергии не превышает ± 05 секунд в сутки.
Автоматизированные функции выполняемые АИИС
АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 обеспечивает выполнение следующих основных и вспомогательных функций:
-автоматическое измерение приращений активной и реактивной электроэнергии (30-ти минутных интервалов);
-периодический (один раз в сутки) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии;
-ведение журнала событий ИИК (по факту события);
-ведение журнала событий УСПД (ИВКЭ) консолидирующего информацию со счетчиков установленных в РТП 20008 (по факту события);
-ведение журнала событий в ЦСОИ;
-регистрация состояния сигналов дискретных входов УСПД установленного в РТП 20008 и формирование журнала тревог и предупреждений. Кроме журнала тревог и предупреждений имеется возможность разрешить запись отдельных (или всех) тревог и предупреждений в журнал событий УСПД;
-контроль осуществляемый следующими методами:
)анализ пропуска данных (30-ти минутных интервалов);
)анализ журнала событий ИИК (30-ти минутных интервалов);
)сравнение с предельно допустимыми величинами энергии тока напряжения мощности (30-ти минутных интервалов);
-формирование архива измеренных величин с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив (один раз в сутки);
-формирование архива технической и служебной информации (один раз в сутки);
-организация доступа к коммерческой технической и служебной информации;
-синхронизация времени по каждому ИИК (синхронизация – при необходимости контроль – при каждом обращении);
-контроль работоспособности программно-технических средств ИИК (один раз в сутки);
-автоматический сбор и передача результатов измерений данных о состоянии средств и объектов измерений на вышестоящий уровень;
-обеспечение защиты оборудования ПО и данных от несанкционированного доступа;
-безопасность хранения данных и исполняемого ПО;
-конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
-диагностика работы технических средств.
Информационные связи между блоками и с внешней средой
1Информационные связи между подсистемами АИИС
1.1Взаимодействие между ИИК и ИВКЭ
Взаимодействие между ИИК и ИВКЭ осуществляется в цифровом виде по инициативе УСПД. Запрос выдаваемый УСПД содержит:
-номер ИИК с которого необходимо считать данные;
-параметр и объем запрашиваемых данных;
-текущее время и при необходимости команду на коррекцию времени в соответствии с текущим временем;
-защитное поле достоверности информации.
Состав данных передаваемых от ИИК в ИВКЭ:
-измеренные данные о расходе активной и реактивной электроэнергии;
-журналы событий ИИК;
-мгновенные значения параметров характеризующих электрическую сеть (I U cosj);
-данные о состоянии объектов и средств измерений в том числе контроль наличия напряжения на секциях шин 10 кВ и на отходящих фидерах 10 кВ на секциях шин 04 кВ и на отходящих фидерах 04 кВ состояние АВР информация о положении дверей РУ 04 кВ РУ-10кВ Секции I (вход №1 и вход №2) 10кВ Секции II (вход №1 и вход №2) дверей трансформаторных отсеков Секции I Секции II дверь шкафа УСПД на РТП 20008.
2Информационные связи АИИС с внешними системами
Взаимодействие АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 с внешними системами осуществляется средствами ЦСОИ который рассматривается отдельным проектом.
3Схема организационной структуры АИИС
Схема организационной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 приведена в приложении А.
Схема функциональной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 приведена в приложении Б.
Организационная структура ЦСОИ рассматривается отдельным проектом.
Схема организационной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ
г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008
Схема функциональной структуры АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узласетевого хозяйства РЭС РТП 20008

icon 10_Описание информационного обеспечения.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
Описание информационного обеспечения
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П5
Состав информационного обеспечения3
Организация информационного обеспечения5
Организация сбора и передачи данных7
Организация внутримашинной информации8
Организация внемашинной информации9
Построение системы классификации и кодирования10
3Устройствосбора и передачи данных (УСПД)14
Состав информационного обеспечения
Информационное обеспечение АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 представляет собой совокупность массивов информации в электронном и документированном виде включая описание программных средств унифицированной системы документации и языковых средств системы.
В состав информационного обеспечения АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 входят:
)регламентирующие работу АИИС;
)регламентирующие работу обслуживающего персонала АИИС;
)методик и нормативов в соответствии с которыми выполняются те или иные действия в процессе работы системы.
-информация которая образуется в процессе функционирования АИИС:
)данные коммерческого учета;
)данные о состоянии средств измерений;
)информация для сторонних АИИС;
)отчетная информация.
Посредством комплекса технических средств создаются массивы информации которые позволяют пользователям системы получить:
-информацию о фактическом потреблении выдаче и перетоках электроэнергии в точках коммерческого учета используемую в финансовых расчётах;
-техническую информацию позволяющую свести баланс а также обеспечивающую необходимыми данными эксплуатационный и административный персонал;
-служебную информацию о текущем состоянии средств учёта и объектов измерений.
Для ведения электронного архива коммерческих и технологических данных на вышестоящем уровне используется система управления базами данных. Информация в базе данных организована в виде упорядоченных массивов посредством записей в таблицах разной структуры.
Массивы информации позволяют сформировать выходные данные в виде:
-отчетов по выдачепотреблению электроэнергии и мощности по каждой точке измерения и по группам точек измерений в виде таблиц и графиков;
Выходные данные формируются с помощью специализированного программного обеспечения на АРМах пользователей. Отчеты представляются в виде графиков таблиц и гистограмм которые могут быть переданы или выведены на печать в том виде в котором они формируются.
Организация информационного обеспечения
Информационное обеспечение делится на внутримашинное и внемашинное.
Организация информационного обеспечения АИИС изображена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1 – Организация информационного обеспечения АИИС
Информационные массивы - это электронные хранилища информации (в счетчиках и УСПД) к которым осуществляется регламентированный доступ со стороны верхнего уровня системы.
Применяемые в системе счетчики электрической энергии позволяют вести два массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 минуты до 45 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Время переполнения архива составляет 85 дней при времени интегрирования 30 минут.
Счетчики обеспечивают возможность фиксирования следующих параметров и данных:
-журналы событий (глубина хранения каждого журнала 10 записей);
-журнал корректировки времени (глубина хранения 10 записей);
-журналы показателей качества электроэнергии (глубина хранения каждого журнала 20 записей);
-журналы превышения порога мощности (глубина хранения каждого журнала 20 записей);
-статусный журнал (глубина хранения 10 записей);
-чтение массивов учетной энергии (глубина хранения 85 дней);
-чтение параметров и данных (текущие данные).
Информационное обеспечение УСПД выполняет расчеты и архивирование данных:
-расчет коммерческих интервалов;
-возможность одновременной регистрации и хранения в архивах трех различных интервалов с одного счетчика;
-интервал профиля счетчика (может быть не равен коммерческому интервалу);
-расчетный коммерческий интервал;
-расчет показаний ЖКИ счетчика по архивным данным профиля нагрузки активной и реактивной энергии (приращение);
-архив профилей цифровыхимпульсных счетчиков (глубина хранения до одного года);
-архив подинтервалов цифровых счетчиков (глубина хранения до одного месяца);
-архив параметров электросети цифровых счетчиков (глубина хранения до одной недели);
-архив показаний цифрового счетчика (глубина хранения до трех лет);
-ведение архивов расчетных величин;
-архив расчетных коммерческих интервалов (глубина хранения до трех лет);
-архив расхода электроэнергии за сутки по точкам учета (глубина хранения до четырех лет);
-архив расхода электроэнергии по группам за расчетный период (месяц) (глубина хранения до четырех лет);
-архив значений мощности на коммерческих интервалах в зонах мощности по группам (глубина хранения до четырех лет).
Организация сбора и передачи данных
ИИК выполняет функцию измерений приращений потребленных электроэнергии и мощности. В процессе работы ИИК накапливает измеренные данные и события с указанием времени проведения измерения или время наступления события.
ИВКЭ осуществляет автоматический сбор данных с подключенных к УСПД ИИК. УСПД считывает по запросам и в автоматическом режиме: журналы состояний средств измерений журналы событий журнал корректировки времени статусный журнал массивы учетной энергии нарастающего итога и профиль мощности. Передача данных от УСПД происходит по запросам вышестоящего уровня для хранения и отображения в установленной форме. УСПД в РТП-20008 собирает с датчиков сигнализации и передает на вышестоящий уровень в режиме близком к режиму реального времени следующие сигналы:
-сигналы от концевых выключателей положения дверей РУ-10 кВ Секции I РУ-10 кВ Секции
-сигналы от концевых выключателей положения дверей РУ-04 кВ;
-сигналы от концевых выключателей положения дверей трансформаторных отсеков Секции I Секции
-сигналы от магнитно-контактного датчика охранного извещателя шкафа УСПД;
-сигналы контроля наличия напряжения на секциях шин РТП отходящих фидерах 04кВ;
-сигналы состояния АВР по стороне 10 кВ;
-сигналы срабатывания автоматических выключателей во вторичных цепях учета ТН10 кВ;
При взаимодействии уровней системы осуществляется обмен технико-коммерческой информацией об измерениях произведенных на объекте и состоянии оборудования объекта. Переданная информация размещается в БД на вышестоящем уровне. На основании информации находящейся в БД пользователь может:
-осуществлять контроль за перетоками отпущенной и потребленной электроэнергией;
-осуществлять контроль за состоянием технических средств АИИС КУЭ;
-формировать отчеты.
Организация внутримашинной информации
Внутримашинная информация предназначена для обеспечения функционирования АИИС КУЭ подстанции и выполнения всех возложенных на систему функций. Внутримашинная информация состоит из данных конфигурации информационных массивов (хранящихся в энергонезависимой памяти) текущих параметров и данных счетчиков и УСПД. К информационным массивам счетчика и УСПД относятся архивы измерений активной и реактивной электроэнергии журналы событий. Все записи информационных массивов привязаны ко времени фиксирования данных счетчика или УСПД.
Программное обеспечение счетчиков и УСПД обеспечивает выполнение функций по сбору данных и передаче на вышестоящие уровни иерархии.
Конкретная структура организации внутримашинной информации определяется типом используемого оборудования. В независимости от типа оборудования внутримашинная информация содержит следующие данные:
-типы приборов учета;
-заводские номера приборов учета;
-коэффициенты трансформации ТТ и др.;
Организация внемашинной информации
Внемашинная информация предназначена для формирования технологического процесса работы системы и включает в себя:
-нормативно-справочную документацию (информацию регламентирующую заявленные характеристики системы);
-эксплуатационную документацию (руководства по эксплуатации и формуляр);
-проектную документацию необходимую для создания и ввода в действие системы.
Рабочая документация корректируется на стадиях СМР ПНР и опытной эксплуатации. Корректировка Рабочей документации выполняется путем исправлений и дополнений.рабочей документации при выполнении строительно-монтажных и пуско-наладочных работ необходимо согласовать с проектировщиком. Ответственное лицо за монтаж и наладку вносит за своей подписью корректировки в рабочий экземпляр документации. По окончанию строительно-монтажных и пуско-наладочных работ рабочий экземпляр документации передается проектировщику для подготовки Исполнительной документации.
Должностные инструкции оперативно-эксплуатационного персонала разрабатываются на стадии опытной эксплуатации на базе предоставленных поставщиком программно-технических средств руководств пользователя.
Пользователь может выполнить считывание информации с ЖКИ счетчиков а также через переносной АРМ подключаемый к УСПД или счетчикам. Выходная информация в виде отчетов и различных выходных форм доступна на АРМах пользователей вышестоящего уровня.
Более подробно организация внемашинной информации рассмотрена в проекте на вышестоящий уровень АИИС.
Построение системы классификации и кодирования
В состав АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 входят счетчики электрической энергии УСПД и каналообразующая аппаратура.
Основными объектами информационного обеспечения АИИС КУЭ являются:
-устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Канал учетапредставляет собой структурную единицу системы которая описывает точку учета. Свойствами канала учета являются:
-код канала (нумерация ведется в пределах устройства к которому подключен канал учета);
-тип учитываемой энергии (активная реактивная активнаяреактивная);
-наименование канала учета описание канала учета.
Коды точек учета и наименование каналов учета приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Коды точек учета и наименование каналов учета
Наименование объекта измерения
Наименование канала учета
–Счетчик–активная прием
–Счетчик –реактивная прием
–Счетчик–активная отдача
–Счетчик –реактивная отдача
РУ-10 кВ Секция II Ячейка 14 -
Ввод 04 кВ Секция II
РУ-04 кВ Секция I Вв.ЯСН
-Счетчик –реактивная прием
РУ-04 кВ Секция II Вв.ЯШСН№ 2
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияI
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияII
Вв. 114496 СекцияI Административное здание
Вв. 114496 Секция II Административное здание
Вв. 114326 Секция I АЗС
Вв. 114326 Секция II АЗС
Вв. 117945 Секция I Административное здание
Вв. 117945 Секция II Административное здание
Вв. 112205 Секция I Административное здание
Вв. 112205 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция I Административное здание
Вв. 113339 Секция II Административное здание
Вв. 116444 Секция I АЗС
Вв. 116444 Секция II АЗС
Вв. Механизация Секция II Нежилоездание
ВРУ 04 кВ. Вв.114374
Вв. 114374 Секция I Очистныесооружения
Вв. 114374 Секция II Очистныесооружения
ВРУ 04 кВ. Вв.135027
Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. участке
Идентификация точек учета при привязке к РТП-20008 осуществляется по телефонному номеру SIM-карты установленной в GSMGPRS – модеме типа SIM300DZ или SIM900D встроенном в терминальный контроллер. Идентификация точек учета при привязке к ВРУ 04 кВ осуществляется по телефонному номеру SIM-карты установленной в GSM-модеме шкафа учета ВРУ.
Группа учета представляет собой совокупность каналов учета объединенных по определенному закону группирования. Группа учета обладает следующими свойствами:
-код группы (нумерация ведется в пределах устройства в котором образована группа);
-тип группы согласно типу учитываемой энергии (активная реактивная активнаяреактивная);
-наименование группы;
Коды групп измерения и наименование групп измерения в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Коды групп учета и наименование групп измерения
Наименование группы измерения
ИИК ТП – измерительные комплексы установленные в РТП-20008
ВРУ 04 кВ. Вв. 125691
ИИК ВРУ – измерительные комплексы установленные во ВРУ 04 кВ
ВРУ 04 кВ. Вв. 125688
Идентификация группы учета осуществляется соответственно по телефонному номеру SIM-карты установленной в GSMGPRS - модеме типа SIM300DZ или SIM900D встроенном в терминальный контроллер или по телефонному номеру SIM-карты установленной в GSM-модеме шкафа учета ВРУ.
3Устройство сбора и передачи данных(УСПД)
Устройствопредставляет собой объект описывающий контроллер в составе АИИС КУЭ. Свойствами устройства являются: модель устройства (тип версия и количество каналов учета) код устройства (уникальный в пределах системы) наименование устройства количество выделенных портов устройства сетевой номер устройстваIPадрес пароли на чтение данных и на полный доступ. Код устройства определятся заводским номером УСПД.

icon 2_Лист согласования.docx

Начальник управления РЗиА
Начальник управления развития АСУ ТМ и связи
Главный специалист группы технического надзора службы АИИС КУЭ
Начальник группы технического надзора
Заместитель руководителя департамента по организации учета электрической энергии –
начальник службы АИИСКУЭ

icon 14_Проектная оценка надежности.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
Проектная оценка надежности
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1
Классификация системы3
Выбор номенклатуры показателей надежности6
Перечень оцениваемых показателей надежности7
1Закон распределения отказов8
2Характеристики восстановления9
3Последовательное соединение без резервирования11
4Расчёт надёжности ремонтируемых систем с горячим резервированием12
5Количество отказов за время t12
Исходные данные для расчета показателей надежности14
Расчет показателей надежности16
1Расчет показателей надежности ИИК в РТП-2000816
2Расчет показателей надежности ИИК в ВРУ 04 кВ Вв. 11437417
3Расчет показателей надежности ИИК в ВРУ 04 кВ Вв. 13502718
4Расчет показателей надежности ИВКЭ19
Анализ результатов расчета20
Классификация системы
АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является иерархической интегрированной автоматизированной системой в состав которой входит:
-ИИК включает в себя 24 точки учета;
-каналообразующая аппаратура.
В рассматриваемой АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 в плане надежности учитываются элементы отказ которых влияет на передачу данных на вышестоящий уровень.
Проектная оценка надежности производится для следующего оборудования:
-трансформаторы тока типа ТПОЛ-10-3 ТШП-066 ТШП-066-I;
-счетчики электрической энергии типа СЭТ-4ТМ03.М Меркурий 230 ART3-03;
-GSM-модем шкафа учета ВРУ
-блок питания шкафа учета ВРУ 04 кВ типа БП9-1 9В;
Согласно ГОСТ 27.002-89 критерием отказа называется признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта установленные в проектной документации.
При этом согласно ГОСТ 27.002-89 работоспособное состояние – состояние объекта при котором значения всех параметров характеризующих способность выполнять заданные функции соответствуют требованиям проектной документации.
Следовательно критерием отказа АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является невыполнение хотя бы одной функции согласно таблице 1.1 возложенной на АИИС что приводит к нарушению работоспособного состояния.
Таблица 1.1 – Функции выполняемые АИИС КУЭ
Автоматическое измерение физических величин
Отсутствие записи в профиле нагрузки ИИК ТУ за один период
Отказ трансформатора тока или счетчика на РТП-20008 считается отказом
Отказ трансформатора тока или счетчика или блока питания или GSM-модема в шкафу учета на
ВРУ 04 кВ считается отказом
Автоматический сбор информации об измеренных физических величинах
минут или по запросу
Коммерческая информация не получена в ИВКЭ за один период
Отсутствие информации в ИВКЭ с интервалом 30 минут приводит к отказу только в том случае если информация нужна для принятия решения или расчетов в 30 минутном цикле
Формирование 30-ти минутных значений профиля нагрузки
Не сформулирован профиль за один период
Не сформулировано хотя бы одно значение профиля
Остальные функции выполняются с периодом одни сутки и менее критичны с точки зрения возможности восстановления системы.
Отказ следующих элементов влияет на передачу данных на вышестоящий уровень:
-измерительные трансформаторы тока;
-счетчики электрической энергии;
-каналообразующая аппаратура;
-блок питания шкафа учета ВРУ 04 кВ.
По числу возможных состояний АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 относится к изделиям которые в процессе эксплуатации могут находиться в двух состояниях – работоспособном или неработоспособном.
В состав АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 входят изделия непрерывного длительного применения.
По последствиям отказов АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 относится к изделиям отказы которого не приводят к последствиям катастрофического (критического) характера.
По характеру основных процессов определяющих переход в предельное состояние АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является стареющим и изнашиваемым изделием.
По возможности технического обслуживания в процессе эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является обслуживаемым изделием.
По возможности проведения контроля перед применением АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является контролируемым перед применением.
По возможности восстановления работоспособного состояния после отказа в процессе эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является восстанавливаемым изделием.
В таблицах 1.2 1.3 приведены классификации элементов по состоянию после отказа.
Таблица 1.2 - Классификация элементов ИИК по состоянию после отказа
Состояние после отказа
Блок питания шкафа учета ВРУ 04 кВ
Таблица 1.3 - Классификация элементов ИВКЭ и каналообразующей аппаратуры по состоянию после отказа
Выбор номенклатуры показателей надежности
Выбор номенклатуры показателей надежности произведен согласно ГОСТ 27.003-90 для измерительных трансформаторов тока счетчиков электроэнергии ИВКЭ.
Измерительные трансформаторы тока относятся к изделиям конкретного назначения вида I непрерывного длительного применения обслуживаемым переход которых в предельные состояния не ведет к катастрофическим последствиям стареющим неремонтопригодным. Таким образом выбираются следующие показатели надежности: средняя наработка до отказа и срок службы.
Счетчики электрической энергии относятся к изделиям конкретного назначения вида I непрерывного длительного применения восстанавливаемым обслуживаемым переход которых в предельные состояния не ведет к катастрофическим последствиям. Таким образом выбираются следующие показатели надежности: средняя наработка на отказ и среднее время восстановления.
Элементы ИВКЭ и каналообразующей аппаратуры относятся к изделиям конкретного назначения вида I непрерывного длительного применения восстанавливаемым обслуживаемым переход которого в предельное состояние не ведет к катастрофическим последствиям. Таким образом выбираются следующие показатели надежности: средняя наработка на отказ и среднее время восстановления.
Блок питания шкафа учета ВРУ 04 кВ относится к изделиям конкретного назначения вида I непрерывного длительного применения обслуживаемым переход которых в предельные состояния не ведет к катастрофическим последствиям стареющим неремонтопригодным. Таким образом выбираются следующие показатели надежности: средняя наработка до отказа и срок службы.
Перечень оцениваемых показателей надежности
Согласно требованиям приложения 11.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» рекомендуется иметь следующие показатели надежности:
-значения показателей надежности уровня ИВКЭ рекомендуется иметь не ниже заданных:
)средняя наработка на отказ – не менее 35 000 часов;
)среднее время восстановления - не более 24 часов (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя);
-надежность ИИК в РТП 20008 определяется как совокупность надежности измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии. В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746 выбираются:
)средний срок службы – не менее 25 лет;
)средняя наработка до отказа в соответствии с ГОСТ 27.003;
-надежность ИИК в ВРУ 04 кВ определяется как совокупность надежности измерительных трансформаторов счетчиков электроэнергии блока питания GSM-модема. В качестве показателей надежности блока питания выбираются:
)средний срок службы – не менее 8 лет;
)минимальная наработка на отказ – 10 000 часов;
-значения показателей надежности счетчиков электроэнергии рекомендуется иметь не ниже заданных:
-значения показателей надежности GSM-модема рекомендуется иметь не ниже заданных:
)средний срок службы – не менее 10 лет;
)минимальная наработка на отказ – 50 000 часов.
Требования по обеспечению надежности должны выполняться при модернизации новом строительстве энергообъектов и сопровождении (наличие эксплуатационной документации ЗИП паспортов или справок производителя) АИИС ИВКЭ ИИК.
Выполнение требований к показателям надежности должно подтверждаться в период эксплуатации АИИС.
Основными характеристиками надежности рассчитываемыми в данном разделе являются: средняя наработка до отказа (Тср) и коэффициент готовности (Кг). Расчёт средней наработки до отказа (Тср) проводится для последовательно соединенных составных частей (СЧ).
Система ремонтируема и поэтому оценивается коэффициентом готовности. В связи с установленным критерием отказа для достижения высокой надежности АИИС необходимо организовать ремонт системы с минимальным временем восстановления.
1Закон распределения отказов
Для расчета показателей надежности необходимо знать закон распределения отказов всех составных частей. Закон определяется из статистических данных по отказам (ti – время до отказа всех наблюдаемых однотипных устройств и n – количество работающих устройств к времени ti).
Вероятность отказа g(t) и интенсивность отказа λ(t) для принятого закона определяются по формулам (4.1) и (4.2) соответственно:
где Т0 – время наработки на отказ.
Интенсивность отказов:
Характер распределений для различных С приведен на рисунках 4.1 а и 4.1 б.
При C = 1 распределение Вейбулла вырождается в экспоненту. Обработка имеющихся отказов счетчиков электрической энергии показала что отказы не противоречат данному распределению с параметром с = 1.
Рисунок 4.1 - Характер распределений для различных С
В том случае если отсутствуют данные по статистике отказов характер интенсивности отказов λ(t) определяется из физических соображений отказов в начальный период (0 – t) (см. рисунок 4.1 б).
Если количество отказов к количеству оставшихся работающих устройств за постоянно то это экспоненциальное распределение с параметром с = 1.
Основные характеристики показателей надежности приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Основные характеристики показателей надежности
Вероятность безотказной работы
Среднее время наработки до отказа
Математическое ожидание
Интенсивность отказов l0
2Характеристики восстановления
Плотность распределения реального времени восстановления P (t) подчиняется нормальному распределению (см. рисунок 4.2)
где - среднеквадратическое значение плотности распределения восстановления;
Тм – нормативное время за которое необходимо восстановить работу системы в полном объеме.
Нормированное значение нормальной плотности распределения:
Для расчета показателей восстановления задается Тм Тнв и Твв.
Среднеквадратичное значение и среднее значение времени восстановления определяются:
где Тнв Твв – минимальное и максимально возможное время восстановления.
при этом коэффициент вариации должен быть:
Если то необходимо уточнить Твв и Тнв.
Тм – назначенное максимальное время за которое необходимо восстановить работу счетчика. Тм должно быть больше Тв но менее Твв не более чем на (051).
Рисунок 4.2 - Плотность распределения реального времени восстановления
Вероятность восстановления всей системы равна:
При – восстановление проведено в ненормативное время (отказ);
– восстановление проведено в нормативное время.
3Последовательное соединение без резервирования
Упрощенная схема последовательного соединения элементов без резервирования приведена на рисунке 4.3.
Вероятность безотказной работы i-й СЧ:
Для системы состоящей из последовательных соединений имеем:
Интенсивность отказов i – ой СЧ:
Интенсивность отказов системы:
Среднее время наработки до отказа системы:
Коэффициент готовности для ремонтируемой системы:
4Расчёт надёжности ремонтируемых систем с горячим резервированием
Рисунок 4.4 – Упрощенная схема параллельного соединения элементов без резервирования.
Воспользуемся упрощённой схемой приведённой на рисунке 4.4.
Среднее время наработки до отказа пары j:
где ТВi – время восстановления i-ого элемента системы.
Коэффициент готовности для неограниченного восстановления j-ой пары ремонтируемой системы при горячем резервировании:
Для восстанавливаемой системы (ИИК ТУ ИВКЭ ИВК АИИС КУЭ) коэффициент готовности определяется по формуле:
Среднее время наработки до отказа восстанавливаемой системы:
5Количество отказов за время t
Алгоритм расчета следующий:
закон распределения количества отказов m за время t – нормальный со средним значением mср и среднеквадратическим значением ;
– коэффициент вариации закона распределения до отказа однотипных устройств (V=1 для экспоненциального закона);
– среднее количество отказов за время t;
Тмо = Т0 – для экспоненциального закона;
назначается достоверность определения максимальных mma
находятся среднее максимальное и минимальное количество отказов в зависимости от времени:
Исходные данные для расчета показателей надежности
В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии ГОСТ 7746-2001 выбираются средняя наработка до отказа и средний срок службы трансформаторов. В качестве показателей надежности для счетчиков электроэнергии УСПД устанавливаются средняя наработка на отказ и среднее время восстановления числовые значения которых должны иметь значения не ниже заданных:
-средняя наработка на отказ - не менее 35 000 час:
-среднее время восстановления - не более 24 часов.
В качестве показателей надежности для блока питания и каналообразующей аппаратуры устанавливаются средняя наработка на отказ и средний срок службы.
Подсистема ИИК на РТП-20008 с точки зрения надежности состоит из последовательной цепочки измерительных трансформаторов тока и счетчика электроэнергии. Следовательно отказ любого из измерительных трансформаторов приводит к отказу подсистемы ИИК в целом.
Подсистема ИИК на ВРУ 04 кВ с точки зрения надежности состоит из последовательной цепочки измерительных трансформаторов тока счетчика электроэнергии блока питания GSM-модема. Следовательно отказ блока питания или любого из из измерительных трансформаторов приводит к отказу подсистемы ИИК в целом. Показатели надежности элементов системы приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Показатели надежности элементов системы
Среднее время наработки на отказ Т ч
Средний срок службы год
завод трансформаторов
Описание типа средств измерений №44101
Описание типа средств измерений №44100
Описание типа средств измерений №54993
Описание типа средств измерений
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Контроллер терминальный
Описание типа №42864-11
Расчет показателей надежности
1Расчет показателей надежности ИИК в РТП-20008
ИИК включает в себя трансформаторы тока и счетчики электрической энергии. ИИК с точки зрения надежности рассматривается как последовательная цепочка вышеперечисленных элементов. Исходные данные для расчета показателей надежности приведены в таблице 5.1.
Структурная схема приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 – Структурная схема ИИК в РТП 20008
Расчет показателей надежности для ИИК выполняется в соответствии со структурной схемой:
Интенсивность отказа для ИИК λ вычисляется по формуле:
где n – количество элементов;
λТТ - интенсивность отказа трансформатора тока;
λСЧ - интенсивность отказа счетчика.
Интенсивность отказов для трансформаторов тока определяется по формуле:
где nТТ – количество трансформаторов тока;
ТТТ- наработка на отказ трансформаторов тока ч.
Интенсивность отказов для счетчиков определяется по формуле:
где nсч – количество трансформаторов тока;
Тсч- наработка на отказ счетчиков ч.
При параллельном соединении элементов и горячем резервировании:
Тогда при t= интенсивность отказов для трансформаторов напряжения:
где nТН – количество трансформаторов напряжения шт.;
ТТН - наработка на отказ трансформаторов напряжения ч.
Интенсивность отказов системы уровня ИИК в РТП-20008 вычисляется по формуле (6.1):
Средняя наработка на отказ Системы уровня ИИК вычисляется по формуле:
где λ - интенсивность отказа системы уровня ИИК.
2Расчет показателей надежности ИИК в ВРУ 04 кВ Вв. 114374
ИИК включает в себя трансформаторы тока счетчики электрической энергии блок питания GSM-модем. ИИК с точки зрения надежности рассматривается как последовательная цепочка вышеперечисленных элементов. Исходные данные для расчета показателей надежности приведены в таблице 5.1. Структурная схема приведена на рисунке 6.2.
Рисунок 6.2 – Структурная схема ИИК в ВРУ 04 кВ
Расчет показателей надежности для ИИК в соответствии со структурной схемой:
λСЧ - интенсивность отказа счетчика;
λБП - интенсивность отказа блока питания;
λGSM - интенсивность отказа GSM-модема;
Интенсивность отказов для блока питания определяется по формуле:
Интенсивность отказов для GSM-модема определяется по формуле:
Интенсивность отказов системы уровня ИИК в ВРУ 04 кВ вычисляется по формуле (6.2):
3Расчет показателей надежности ИИК в ВРУ 04 кВ Вв. 135027
4Расчет показателей надежности ИВКЭ
ИВКЭ на РТП 20008 представляет собой технически готовое изделие – шкаф УСПД. С точки зрения надежности допустимо рассматривать среднее время наработки на отказ в целом на шкаф. Значение среднего времени на работки на отказ для шкафа УСПД составляет 22 000 часов. Справка об этом приведена в приложении А.
Анализ результатов расчета
Проведенные расчеты свидетельствуют о том что показатели надежности уровней ИИК и ИВКЭ не хуже заданных в ТЗ и соответствуют техническим требованиям ОРЭ в области надежности.
-измерительные трансформаторы тока выбраны в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и имеют следующие показатели надежности:
)средняя наработка на отказ не менее 4000 000 (ТПОЛ-10-3 ТШП-066-I ТШП-066) часов;
)средний срок службы не менее 30 лет;
-измерительные трансформаторы напряжения имеют следующие показатели надежности:
)средняя наработка на отказ не менее 440 000 (НАМИ-10 У2) часов;
)средний срок службы не менее 25 лет;
-счетчики электрической энергии выбраны со средней наработкой на отказ не менее 165000 (СЭТ-4ТМ.03М) и 150 000 часов (Меркурий 230 ART-03);
-контроллер терминальный со встроенным GSMGPRS - модемом типа SIM300DZ или SIM900D выбраны со средней наработкой на отказ 55 000 часов;
-блок питания в ВРУ 04 кВ выбран со средней наработкой на отказ не менее 10 000 часов;
-GSM-модем выбран со средней наработкой на отказ не менее 50 000 часов;
-среднее время наработка на отказ системы уровня ИИК на РТП-20008 составляет часов;
-среднее время наработки на отказ системы уровня ИИК в ВРУ 04 кВ вв. 114374 составляет часов;
-среднее время наработки на отказ системы уровня ИИК в ВРУ 04 кВ вв. 135027 составляет часов;
- среднее время наработки на отказ системы уровня ИВКЭ 22 000 часов.
Следовательно необходимые требования по надежности выполняются. Значения показателей надежности уровня ИВКЭ ниже рекомендованных однако средняя наработка на отказ контроллера TK16L.14 удовлетворяет требованиям технического задания и требованиям ОРЭ.
Показатели надежности оборудования АИИС КУЭ
Трансформаторы тока производства
Шкаф ЭП.313812.021 (шкаф УСПД)

icon 15_Программа обеспечения надежности.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РП-8293
Программа обеспечения надежности
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1.2
Проведение экспериментальной оценки показателей надежности4
Мероприятия технического обслуживания и ремонта6
Расчет необходимого комплекта ЗИП8
Приложение А (обязательное) Формуляр – Критерий отказа . .9
Приложение Б (обязательное) Формуляр – Движение изделия по эксплуатации10
Приложение В (обязательное) Формуляр – Расчетные показатели надежности для однотипного оборудования11
Приложение Г (обязательное) Формуляр – Учет технического обслуживания12
В соответствии с требованиями ТЗ на создание АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 проектом предусматривается разработка программы обеспечения надежности (ПОН) которая содержит организационные и технические мероприятия для обеспечения требуемого уровня надежности.
Для обеспечения заданного уровня надежности в процессе проектирования при выборе оборудования учитывалось:
-использование оборудования с малой величиной интенсивности отказов;
-обеспечение благоприятного режима работы оборудования;
-защита оборудования от вибраций и ударов;
-применение оборудования с современной малопотребляющей элементной базой: применение встроенных контрольных устройств автоматизация контроля и индикация неисправностей удобство подходов для обслуживания и ремонта.
Для обеспечения оборудования гарантированным электроснабжением проектом предусмотрен источник бесперебойного питания (ИБП) на уровне ИВКЭ и резервирование питания счетчиков. Система контроля работоспособности и диагностирования неисправностей ИБП обеспечивает автоматическое тестирование и сигнализацию о возникновении отказа при включении.
Проектная оценка надежности производится для следующего оборудования:
-трансформаторы тока типа ТПОЛ-10-3 ТШП-066 ТШП-066-I;
-счетчики электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М Меркурий 230 ART-03
-GSM-модем шкафа учета ВРУ
-блок питания шкафа учета ВРУ 04 кВ типа БП9-1 9В;
Проведение экспериментальной оценки показателей надежности
Расчетные показатели надежности (ПН) необходимо подтверждать практическими данными и расчетами. В соответствии с методиками приведенными ниже проводится экспериментальная оценка показателей надежности которая включает в себя расчет ПН по результатам эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 и анализ данных по результатам расчета.
Вся информация по отказам оборудования АИИС в процессе эксплуатации на объекте должна регистрироваться и заноситься в формуляры формы которых приведены в приложениях А и Б. По данным формуляра "Критерий отказа" (приложение А) делается вывод об отказе. Если отказ имеет физическую причину то он принимается для расчета. Если причиной отказа является внешнее воздействия то такой отказ не рассматривается. Числовые данные об отказах берутся из формуляра "Движение изделия при эксплуатации" (приложение Б). Таким образом по данным собранным в формулярах формируется таблица исходных данных для определения показателей надежности оборудования по результатам эксплуатации (таблица 2.1). Такие таблицы должны формироваться на каждый тип оборудования использованный в АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008.
Таблица 2.1 Исходные данные для определения показателей надежности оборудования АИИС
Время наработки до i-го отказа с момента эксплуатации системы
Время восстановления ч
Расчет показателей надежности производится в следующей последовательности:
-вычисление интенсивности отказов по эксплуатационным данным;
-вычисление среднего времени наработки на отказ.
Расчет интенсивности отказов λ производится по формуле:
tj j=1 s - выборка не отказавших объектов;
tk k=1 s - выборка объектов продолжающих работать после восстановления.
Вычисление средней наработки на отказ производиться по формуле:
По результатам расчета делается заключение удовлетворяет ли данное оборудование требованиям по надежности в соответствии с таблицей 2.2.
Таблица 2.2 Критерии оценки показателей надежности оборудования по доверительному интервалу
Выбранное оборудование удовлетворяет заданному требованию
Выбранное оборудование не удовлетворяет заданному требованию
Результаты расчета должны быть представлены в формуляре "Расчетные показатели надежности для однотипного оборудования" форма которого приведена в приложении В. Контроль показателей надежности должен осуществляться постоянно на всем протяжении эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008. В результате анализа полученных данных делаются выводы о сроках проведения плановой замены оборудования конкретного типа для обеспечения требуемого уровня надежности.
Мероприятия технического обслуживания и ремонта
Для первичных средств учета и вторичных цепей должны проводиться следующие ремонтно-профилактические работы и мероприятия:
)внешний осмотр ТТ на предмет внешних повреждений нахождения посторонних предметов на оборудовании;
)осмотр знаков визуального контроля установленных на автоматических выключателях клеммниках и на шкафах учета на предмет наличия механических повреждений или срыва пломб;
-ежемесячно в темное время суток:
)осмотр ТТ на предмет искрения.
Для счетчиков электроэнергии должны проводиться следующие ремонтно-профилактические работы и мероприятия:
)внешний осмотр счетчиков на предмет внешних повреждений нахождения посторонних предметов на оборудовании;
)осмотр знаков визуального контроля установленных на винтах крепящих верхнюю и нижнюю часть корпуса счетчика винтах крепления крышки зажимов на предмет наличия механических повреждений или срыва пломб;
-при проведении периодической поверки:
)проверка надежности подключения измерительных и интерфейсных цепей счетчика.
Для УСПД должны проводиться следующие ремонтно-профилактические работы и мероприятия:
)внешний осмотр УСПД на предмет внешних повреждений нахождения посторонних предметов на оборудовании;
)осмотр знаков визуального контроля установленных на процессорном и кроссовом блоках УСПД на предмет наличия механических повреждений или срыва пломб;
-при проведении периодической поверки – проверка надежности подключения интерфейсных цепей и цепей электропитания УСПД.
Обо всех выполненных мероприятиях должна делаться запись в оперативном журнале. Обслуживающему персоналу разрешается снимать пломбы с счетчиков и УСПД в следующих случаях:
-возникновение пожара в шкафах;
-возникновение неисправностей в токовых цепях;
-возникновение неисправностей в цепях напряжения.
При срыве пломбы обслуживающий персонал должен незамедлительно поставить в известность руководство с записью в оперативном журнале.
При обнаружении неисправностей в процессе ремонтно-профилактических работ необходимо силами специалистов провести идентификацию и локализацию неисправностей а затем выполнить ремонт. Ремонт осуществляется путем замены неисправных устройств на исправные из состава ЗИП.
Обо всех выполненных мероприятиях делается запись в журнале фиксации действий персонала по контролю состояния ремонту и техническому обслуживанию АИИС (форма журнала приведена в приложении Г).
Обо всех обнаруженных повреждениях недостатках и возникших в процессе эксплуатации аварийных ситуациях влияющих на полноту и достоверность коммерческой информации персонал незамедлительно ставит в известность руководство и совместно с ним принимает моры по устранению выявленных недостатков руководствуясь эксплуатационной и технической документацией.
Расчет необходимого комплекта ЗИП
В таблице 4.1 приведен список количественных показателей элементов на РТП 20008 и ВРУ-04 кВ для расчета количества ЗИП. Расчет количества ЗИП выполняется для всей системы в целом в томе ''Общесистемные решения'' на основании приведенных данных по количеству элементов на конкретный узел сетевого хозяйства РЭС.
Таблица 4.1 – Список количественных показателей элементов на РТП-20008 и ВРУ 04 кВ
Количество элементов шт
Время эксплуатации ч
Время наработки на отказ ч
Определяется в томе ''Общесистемные решения''
Счетчик Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Коробка испытательная КИ-10
Контроллер терминальный TK16L.14 со встроенным GSMGPRS – модемом типа SIM300DZ или SIM900D
Источник бесперебойного питания BE400-RS
Формуляр – Критерий отказа
Наименование элемента
Вид (описание) отказа
Возможные причины отказа
Способы и средства обнаружения и локализации отказа
Рекомендации по предупреждению (снижению) тяжести последствий отказа
Категория тяжести последствий отказ
На рассматриваемом уровне
На вышестоящем уровне
Формуляр – Движение изделия по эксплуатации
Дата и время установки изделия
Дата и время снятия
Подпись лица проводившего установку
Формуляр – Расчетные показатели надежности для однотипного оборудования
Среднее время наработки
Формуляр – Учет технического обслуживания
Вид технического обслуживания
Основания (наименование номер и дата документа)

icon 6_Пояснительная записка.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
Пояснительная записка
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П2
1Наименование проектируемой системы и наименования документов на основании которых ведется проектирование системы4
2Перечень организаций участвующих в разработке системы5
3Плановые сроки начала и окончания работ по созданию системы5
4Цели назначение и области использования АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-200085
5Подтверждение соответствия проектных решений действующим нормам и правилам техники безопасности пожаро - и взрывобезопасности6
6Сведения об использовании при проектировании нормативно-технических документов8
7Сведения о научно-исследовательских работах передовом опыте изобретениях использованных при разработке проекта12
8Очередность создания системы и объем каждой очереди12
9Перечень требований которым должна удовлетворять создаваемая Система14
Описание процесса деятельности26
Основные технические решения27
1Решения по структуре системы подсистем средствам и способам связи для информационного обмена между компонентами системы подсистем27
2Решения по взаимосвязям АИИС со смежными системами обеспечению ее совместимости28
3Решения по режимам функционирования диагностированию работы системы28
4Решения по численности квалификации и функциям персонала29
5Сведения об обеспечении заданных в ТЗ потребительских характеристик29
6Состав функций задач реализуемых системой30
7Решения по комплексу технических средств его размещению на объекте31
8Описание технических средств33
8.1Устройство сбора и передачи информации33
8.2Счетчик электроэнергии33
8.3Измерительные трансформаторы тока34
8.4Измерительные трансформаторы напряжения34
8.5Автоматический ввод резерва (АВР)34
9Синхронизация времени36
10Размещение технических средств37
11Решения по составу информации объему способам ее организации видам машинных носителей входным и выходным документам и сообщениям37
11.1Состав и назначение информационного обеспечения37
11.2Организация информационных потоков38
12Решения по составу программных средств языкам деятельности алгоритмам процедур операций и методам их реализации38
Мероприятия по подготовке объекта автоматизации к вводу системы в действие39
1Приведение информации к виду пригодному для обработки на вышестоящем уровне39
2Обучение и проверка квалификации персонала39
3Создание необходимых подразделений и рабочих мест39
4Мероприятия по изменению объекта автоматизации39
Приложение А (обязательное) Перечень точек измерения41
1Наименование проектируемой системы и наименования документов на основании которых ведется проектирование системы
Полное наименование проектируемой автоматизированной системы - Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы (сокращенное наименование системы АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы).
Исходными данными для выполнения рабочего проекта послужили:
-отчеты по результатам предпроектного обследования для создания АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы 29289041.011.РЭС.ППО;
-техническое задание АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы 29289041.011.РЭС.ТЗ
-материалы предпроектного обследования объектов электросетевого имущества Заказчика;
-технические требования к организации коллективного (общедомового) учета электрической энергии многоквартирного жилого дома с установкой устройства и передачи данных. Департамент топливно-энергетического хозяйства (ДепТЭХ) г. Москвы.
Технический проект содержит решения по техническим и программным средствам АИИС.
Рабочая документация предназначена для выполнения монтажных и пусконаладочных работ при создании АИИС а также для заказа и приобретения для этих целей оборудования и материалов.
2Перечень организаций участвующих в разработке системы
Разработчик – ПАО "Мосэненргосбыт». Юридический адрес: 117312 г. Москва ул.Вавилова д. 9.
3Плановые сроки начала и окончания работ по созданию системы
Начало– с даты заключения договора.
Сроки выполнения стадий работ определены договором.
4Цели назначение и области использования АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008
АИИС КУЭ предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности). Область применения таких систем: энергосистемы энергетические блоки электростанции промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие) предприятия.
АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 предназначена для:
-организации автоматизированного учета электроэнергии и получения точной достоверной привязанной к единому календарному времени информации о потребляемой и отпущенной электроэнергии;
-передачи информации в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ).
Целями создания АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 являются:
-автоматизация сбора данных об электропотреблении энергообъектов в том числе и получение оперативной и достоверной информации о количестве принятой распределенной потребленной и переданной электрической энергии;
-повышение точности коммерческого учета электроэнергии за счет использования современных приборов учета и применения цифровых технологий измерений сбора и обработки данных;
-обеспечение синхронности измерений количества электроэнергии;
-повышение надежности системы коммерческого учета электроэнергии и защищенности информации на всех уровнях системы за счет применяемых технических программных и организационных решений;
Посредством вышеизложенных целей решаются следующие технико-экономические задачи:
-управление режимами электропотребления;
-определение и прогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии (прием на шины отпуск с шин потери и т.д.);
-определение стоимости и себестоимости передачи и распределения электроэнергии и мощности;
-контроль технического состояния и соответствия требованиям нормативной документации АИИС КУЭ.
Критериями достижения целей создания АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 является получение следующих документов:
-акта ввода в постоянную эксплуатацию АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-свидетельства об утверждении типа средства измерений АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-паспорта соответствия автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии или ее компонентов техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности (после получения свидетельства об утверждении типа средств измерений на все узлы). Получения паспорта соответствия автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии или ее компонентов техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности рассматривается отдельным проектом.
5Подтверждение соответствия проектных решений действующим нормам и правилам техники безопасности пожаро - и взрывобезопасности
При выполнении СМР технические средства АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 устанавливаются таким образом чтобы обеспечивалась их безопасная эксплуатация и техническое обслуживание. Безопасность при эксплуатации оборудования обеспечивается проведением следующих мероприятий:
-размещением оборудования с обеспечением необходимого для обслуживания пространства;
-применением защитных мер электробезопасности;
-выбором марок кабелей и проводов способов прокладки;
-выбором уставок АВ цепей питания оборудования для защиты от токов короткого замыкания и перегрузки;
-наличием индивидуальных средств пожаротушения.
Выбранное проектом оборудование соответствует требованиям ГОСТ 12.2.003-91 "Оборудование производственное. Общие требования безопасности".
Проектом предусматриваются мероприятия по защите от прямого и косвенного прикосновения к токоведущим частям.
Защита от прямого прикосновения обеспечивается изоляцией токоведущих частей в соответствии с заводскими стандартами на оборудование и кабельные трассы и соответствующим уровнем напряжения.
Защита от косвенного прикосновения обеспечивается надежным заземлением всех доступных прикосновению проводящих частей электрооборудования.
В соответствии с ПУЭ (гл. 1.7) проектом предусматривается защитное заземление и уравнивание потенциалов. В соответствии с требованиями ПУЭ (п.1.7.82) при выполнении СМР вновь устанавливаемое оборудование включается в существующую систему уравнивания потенциалов РЕ-шины шкафов учета панелей учета соединяются с существующим контуром заземления распределительного устройства заземляющим проводником. Заземляющий проводник выбирается таким образом чтобы его сопротивление составляло не более 001 Ом. В качестве заземляющего проводника применяется гибкий медный провод сечением не менее 6 мм2. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом.
Между объединенными всеми входными и выходными зажимами и корпусом оборудования выдерживается испытательное напряжение 15 кВ синусоидальной формы частотой 50 Гц при температуре окружающего воздуха плюс (20±5) ºС и относительной влажности до 80 % в течение 1 мин.
Сопротивление изоляции электрических цепей (электрически не связанных) относительно друг друга и относительно зажима защитного заземления при температуре окружающего воздуха плюс (20±5) ºС и относительной влажности не более 80 % должно составлять не менее 20 МОм.
Работы по монтажу и наладке оборудования проводятся в соответствии с требованиями ПУЭ СНиП 3.05.06-85 и ГОСТ 12.3.032-84 квалифицированным персоналом. Монтажный персонал должен иметь подготовку не ниже квалификационной группы по технике безопасности предусмотренной "Межотраслевыми Правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок" РД 153-34.0-03.150-00 быть аттестованным Энергонадзором или другим уполномоченным органом на право проведения соответствующих работ в электроустановках и обеспечен средствами защиты от поражения электрическим током.
При проведении работ без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них в электроустановках с напряжением до 1000 В предусматривается использование диэлектрических ковриков инструмента с изолирующими рукоятками и диэлектрических перчаток. До начала работ выполняются технические и организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работающих. Защитные средства должны удовлетворять требованиям "Правил использования и испытания защитных средств применяемых в электроустановках".
Неправильные действия персонала не должны приводить к аварийной ситуации и потере информации.
По общим требованиям безопасности все оборудование соответствует ГОСТ 12.2.003-91 "ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности".
Все внешние части устройств находящиеся под напряжением переменного тока по отношению к корпусу превышающим 24 В защищены от случайного прикосновения.
Устройства имеют надежное заземление. Переходное сопротивление между зажимом заземления и корпусами устройств не превышает 005 Ом.
Технические средства системы устанавливаются во взрыво- и пожаробезопасных помещениях категории В-IIа.
Мероприятия по обеспечению безопасности установлены разделом "Должностных инструкций" и имеют ссылки на инструкции по эксплуатации технических средств.
6Сведения об использовании при проектировании нормативно-технических документов
При проектировании использовались следующие нормативные документы:
Федеральный закон Российской Федерации от 27.12.2002 №184-ФЗ "О техническом регулировании".
Федеральный закон Российской Федерации от 26.03.2003 №35-ФЗ "Об электроэнергетике".
Федеральный закон Российской Федерации от 26.06.2008 №102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений".
Федеральный закон Российской Федерации от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 13.03.2003г. №6 "Об утверждении правил технической эксплуатации электроустановок потребителей";
Приказ Минтруда России от 24.07.2013г. №328н «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»;
ГОСТ 2.102-2013 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов;
ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам;
ГОСТ 2.601-2013 ЕСКД. Эксплуатационные документы;
ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов;
ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности;
ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности;
ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности;
ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности;
ГОСТ 12.3.032-84 Система стандартов безопасности труда. Работы электромонтажные. Общие требования безопасности;
ГОСТ 19.101-77 ЕСПД. Виды программ и программных продуктов;
ГОСТ 20.39.108-85 Комплексная система общих технических требований. Требования по эргономике обитаемости и технической эстетике. Номенклатура и порядок выбора;
ГОСТ 21.002-2014 Система проектной документации для строительства. Нормоконтроль проектной и рабочей документации;
ГОСТ 21.408-2013 СПДС. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов;
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования;
ГОСТ 30.001-83 Система стандартов эргономики и технической эстетики. Основные положения;
ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения;
ГОСТ 34.201-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы стадии создания;
ГОСТ 34.602-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированных систем;
ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем;
ГОСТ 21958-76 Система "человек-машина". Зал и кабины операторов. Взаимное расположение рабочих мест. Общие эргономические требования;
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 25861-83 Машины вычислительные и система обработки данных Требования электрической и механической безопасности и методы испытаний;
ГОСТ 27300-87 Информационно-измерительные системы. Общие требования комплектность и правила составления эксплуатационной документации;
ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии;
ГОСТ 31819.21-2012Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2;
ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 02S и 05S;
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии;
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ Р 50739-95 Средства вычислительный техники. Защита от несанкционированного доступа к информации. Общие требования;
ГОСТ Р 50948-2001 Средства отображения информации индивидуального пользования. Общие эргономические требования и требования безопасности;
ГОСТ Р 51275-2006 Защита информации. Объект информатизации. Факторы воздействующие на информацию. Общие положения;
ГОСТ Р 51318.22-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от оборудования информационных технологий. Нормы и методы испытаний;
ГОСТ Р 51841-2001 Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний;
НПБ 105-03 Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности;
МДС 81-35.2004 Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации;
МИ 1730-87 Государственная система обеспечения единства измерений. Погрешности косвенных измерений характеристик процессов. Методы расчета;
МИ 2083-90 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей;
МИ 2168-91 Государственная система обеспечения единства измерений. ИИС. Методика расчета метрологических характеристик измерительных каналов по метрологическим характеристикам линейных аналоговых компонентов;
МИ 2891-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к программному обеспечению средств измерений;
МИ 2955-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Типовая программа аттестации ПО СИ и порядок ее проведения;
МИ 3196-2009 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
ПР 50.1.024-2005 Основные положения и порядок проведения работ по разработке ведению и применению общероссийских классификаторов;
Правила устройства электроустановок". Госэнергонадзор.-М.2007г. (далее ПУЭ) ;
Приложение 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. "Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования";
Р 50.2.038-2004 ГСИ. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей и неопределенности результата измерений;
РД 11-02-2006 Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве реконструкции капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования предъявляемые к актам освидетельствования работ конструкций участков сетей инженерно-технического обеспечения;
РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве передаче и распределении;
РД 34.11.114-98. Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики;
РД 50-34.698-90 Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов;
РД 50-680-88 Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения;
РД 50-682-89 Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Общие положения;
РД 153-34.0-11.209-99 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности;
СанПиН 2.2.22.4.1340-03 Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы;
СанПиН 2.2.4.1191-03 Электромагнитные поля в производственных условиях;
СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и трубопроводы;
СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;
СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства;
СО 153-34.20.501-2003 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ.
7Сведения о научно-исследовательских работах передовом опыте изобретениях использованных при разработке проекта
Технический проект АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 не является типовым научно-исследовательские работы при разработке не проводились.
8Очередность создания системы и объем каждой очереди
Очередность создания системы и объем каждой очереди:
-предпроектное обследование узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-разработка технического проекта и рабочей документации (технорабочего проекта) на создание АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узел сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-разработка эксплуатационной документации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узел сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-разработка программы и методики испытаний для установления соответствия АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узел сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 техническим требованиям ТУ ТЗ и ОРЭ;
-выполнение монтажных работ по созданию АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узле сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-проведение предварительных испытаний АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узле сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 в соответствии с этапами работ;
-проведение опытной эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узле сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 в соответствии с этапами работ;
-проведение испытаний системы с целью утверждения типа АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узле сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-утверждение типа СИ и внесение в государственный реестр средств измерений федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-проведение работ по поверке средств измерений АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ на узле сетевого хозяйства РЭС РТП-20008;
-разработка аттестация методики измерения электроэнергии и мощности внесение в федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008. Данные работы рассматриваются отдельным томом «Общесистемные решения» выполненным на определенное количество узлов;
-проведение испытаний для установления соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ. Подтверждение класса качества АИИС КУЭ получение паспорта соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ. Получения паспорта соответствия АИИС КУЭ или ее компонентов техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности рассматривается отдельным проектом.
-ввод в постоянную эксплуатацию АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008.
9Перечень требований которым должна удовлетворять создаваемая Система
Проектируемая АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы АО«ОЭК» уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 должна соответствовать приведенным в таблице 1.1 требованиям приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. "Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования".
Таблица 1.1 - Перечень требований которым должна удовлетворять создаваемая система
Наименование параметра
Соответствие создаваемой АИИС КУЭ
техническим требованиям
(№ пункта и документа ТП)
Надежность применяемых в системе компонент
- трансформаторы тока (Параметры надежности в документации соответствуют п.6.3 ПН1=1 не соответствуют ПН1=0)*
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1
- электросчётчик (параметры надежности Т = 35000 час tв 7 суток) в описании типа соответствуют п.6.4 - ПН3=1 не соответствуют - ПН3=0)
- УСПД (промконтроллер) с функциями ИВКЭ (Параметры надежности в описании типа Т= 35000 час
tв = 24час соответствуют п.6.2 - ПН4=1 не соответствуют - ПН4=0)
- сервер с функциями ИВК (Параметры надежности в документации (Кг = 099 Тв = 1 час) соответствуют п.6.1 - ПН5=1 не соответствуют - ПН5=0)
Рассматривается отдельным проектом на ЦСОИ
- каналообразующая аппаратура
- модем (В документации приведены параметры надежности (Т Кг или Тв) п.6.9 - ПН6=1 не приведены - ПН6=0)*
- мультиплексор (В документации приведены параметры надежности (Т Кг или Тв) п.6.9 - ПН7=1 не приведены - ПН7=0)*
- канал передачи данных
- ИИК - ИВКЭ (Параметры надежности соответствуют п.5.2.3.1 П н8=1 не соответствуют П н8=0 )*
- ИВКЭ - ИВК (Параметры надежности соответствуют п.5.2.2.2 П н9=1 не соответствуют П н9=0 )*
- ИВК - ИАСУ КУ (КО) (Параметры надежности соответствуют п.5.2.1.3 П н10=1 не соответствуют П н10=0 )*
- СОЕВ (Параметры надежности соответствуют п.6.5 - ПН11=1 не соответствуют - ПН11=0)*
Надежность системных решений
- резервирование питания
- электросчётчика (В документации на АИИС схема электропитания счетчика соответствует требованиям п. 3.4.2 - ПН12=1 не соответствует - ПН12=0)*
- УСПД (промконтроллера) (В документации на АИИС схема электропитания УСПД соответствует требованиям п. 4.2.8 - ПН13=1 не соответствует - ПН13=0)*
- журнал событий счетчика
- наличие факта параметрирования (В «журнале событий» счетчика предусмотрена фиксация факта параметрирования что соответствует требованиям п. 3.4.2 - ПН16=1 не предусмотрена - ПН16=0)*
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П3
- наличие факта пропадания напряжения (В «журнале событий» счетчика предусмотрена фиксация факта пропадания питания что соответствует требованиям п. 3.4.2 - ПН17=1 не предусмотрена - ПН17=0)*
- наличие факта коррекции времени в счетчике (В «журнале событий» счетчика предусмотрена фиксация коррекции времени что соответствует требованиям п. 3.4.2 - ПН18=1 не предусмотрена - ПН18=0)*
- журнал событий УСПД
- наличие факта параметрирования (В «журнале событий» УСПД предусмотрена фиксация факта параметрирования что соответствует требованиям п. 4.2.3 - ПН19=1 не предусмотрена - ПН19=0)*
- наличие факта пропадания напряжения (В «журнале событий» УСПД предусмотрена фиксация факта пропадания напряжения что соответствует требованиям п. 4.2.4 - ПН20=1 не предусмотрена - ПН20=0)*
- наличие факта коррекции времени в счетчике (В «журнале событий» УСПД предусмотрена фиксация факта коррекции времени что соответствует требованиям п. 4.2.3 - ПН21=1 не предусмотрена - ПН21=0)*
Мониторинг состояния АИИС КУЭ
- возможность съема информации со счетчика автономным способом (В документации на счетчик предусмотрена такая возможность что соответствует требованиям п.3.4.2 - ПН22=1 не предусмотрена - ПН22=0)
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П9
- возможность получения параметров удаленным способом (В документации на счетчик предусмотрена такая возможность что соответствует требованиям п.3.4.2 - ПН23=1 не предусмотрена - ПН23=0)*
- визуальный контроль информации на счетчике (В документации на счетчик предусмотрена такая возможность что соответствует требованиям п.5.3 ГОСТ Р 52320-2005 - ПН24=1 не предусмотрена - ПН24=0)
- контроль достоверности и восстановление данных (В документации на АИИС предусмотрена такая возможность что соответствует требованиям п. 5.1.1 - ПН25=1 не предусмотрена - ПН25=0)*
- довосстановление данных (В документации на АИИС предусмотрена такая возможность что соответствует требованиям п. 5.1.2 - ПН26=1 не предусмотрена - ПН26=0)*
- резервирование компонент системы (технических средств)
- избыточность информации (В документации на АИИС предусмотрена избыточность информации что соответствует требованиям п. 6.10 - ПН30=1 не предусмотрена - ПН30=0)*
- резервирование информации
- наличие резервных серверов (В документации на АИИС предусмотрено резервирование серверов что соответствует требованиям п. 6.10 - ПН31=1 не предусмотрена - ПН31=0)*
- наличие резервных баз данных (В документации на АИИС предусмотрено резервирование БД что соответствует требованиям п.2.3 - ПН32=1 не предусмотрена - ПН32=0)*
- перезапуск системы (наличие перезапуска и средств контроля зависания) (В документации на АИИС предусмотрен перезапуск системы что соответствует требованиям п. 2.3 - ПН33=1 не предусмотрена - ПН33=0)*
Организационные решения
- наличие ЗИП (ЗИП имеется что соответствует требованиям п. 6.6 - ПН34=1 отсутствует - ПН34=0)*
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1.2
- наличие эксплуатационной документации (Эксплуатационная документация имеется что соответствует требованиям п. 6.6 - ПН35=1 отсутствует - ПН35=0)*
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ЭД
Защищённость применяемых компонент
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- трансформаторы тока (Защита предусмотрена что соответствует п. 3.2.10 - ПЗ1=1 не предусмотрена - ПЗ1=0)*
- электросчётчик (Защита предусмотрена что соответствует п. 5.5 ГОСТ Р 52320-2005 ГОСТ Р 52425 -2005 - ПЗ2=1 не предусмотрена - ПЗ2=0)
- наличие механической защиты проводников вторичных цепей (Защита предусмотрена что соответствует п. 3.3.4 - ПЗ3=1 не предусмотрена - ПЗ3=0)*
- промежуточных клеммников (Защита предусмотрена что соответствует Гл.1.5 ПУЭ - ПЗ4=1 не предусмотрена - ПЗ4=0)*
- испытательной коробки (Защита предусмотрена что соответствует п. 3.3.2 - ПЗ5=1 не предусмотрена - ПЗ5=0)*
- УСПД (промконтроллер) (Защита предусмотрена что соответствует п. 4.2.1 - ПЗ6=1 не предусмотрена - ПЗ6=0)
- Сервер (Защита предусмотрена что соответствует п. 2.11 - ПЗ7=1 не предусмотрена - ПЗ7=0)
- наличие защиты на программном уровне:
) информации при хранении
- соответствие АИИС по защите от НСД требованиям к классу 2Б РД Гостехкомиссии «Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированных систем и требования по защите информации» (Защита предусмотрена что соответствует п.5.1.5 - ПЗ8=1 не предусмотрена - ПЗ8=0)*
) информации при передаче
- использование электронной цифровой подписи (Наличие Подписного листа к Приложению Д 7 Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка)*
- результатов измерений (Наличие цифровой подписи что соответствует п.5.1.1 - ПЗ10=1 отсутствие ПЗ10=0)
- состояния объекта измерений (Наличие цифровой подписи что соответствует п.5.1.1 - ПЗ11=1 отсутствие ПЗ11=0)*
- состояние средств измерений (Наличие цифровой подписи что соответствует п.5.1.1 - ПЗ12=1 отсутствие ПЗ12=0)*
) информации при параметрировании
- установка пароля на счетчик (Пароль предусмотрен что соответствует п.3.4.2 - ПЗ13=1 не предусмотрен - ПЗ13=0)
- установка пароля на УСПД (Пароль предусмотрен что соответствует п.4.2.3 - ПЗ14=1 не предусмотрена - ПЗ14=0)
- установка пароля на сервер (Пароль предусмотрен что соответствует п.2.3 - ПЗ15=1 не предусмотрена - ПЗ15=0)
- конфигурирование и настройка параметров АИИС (Предусмотрено что соответствует п.2.3 - ПЗ16=1 не предусмотрено - ПЗ16=0)*
Функциональная полнота
Возможность проведения измерений следующих величин
- приращение активной электроэнергии (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - ПФ2=1 отсутствует – ПФ2=0)
- приращение реактивной электроэнергии (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф3=1 отсутствует - Пф3=0)*
- время и интервалы времени (Возможность имеется что соответствует п. 2.12 - Пф4=1 отсутствует - Пф4=0)
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П3 а также рассматривается отдельным проектом на ЦСОИ
- напряжение (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф5=1 отсутствует Пф5=0)*
- ток (Возможность имеется что соответствует п.5.1.1. - Пф6=1 отсутствует Пф6=0)*
- допустимый класс точности трансформатора тока (при модернизации п. 3.2.1. при новом строительстве энергообъектов п. 3.2.4 -соответствует - Пф7=1 не соответствует - Пф7=0)
- допустимый класс точности счетчика (Соответствует п. 3.4.2 Пф9=1 не соответствует - Пф9=0)
Возможность коррекции времени в
- ИИК (Возможность имеется что соответствует п. 3.4.2 - Пф10=1 отсутствует - Пф10=0)
- ИВКЭ (Возможность имеется что соответствует п. 4.2.6 - Пф10=1 отсутствует - Пф10=0)
- ИВК (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф10=1 отсутствует - Пф10=0)
Возможность сбора информации
- состояний средств измерения (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф11=1 отсутствует - Пф11=0)
а также рассматривается отдельным проектом на ЦСОИ
- состояний объектов измерения (Положение обходных выключателей и других коммутационных аппаратов) (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф12=1 отсутствует - Пф12=0)*
- результатов измерения (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф13=1 отсутствует - Пф13=0)
- 30 минутные приращения (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф16=1 отсутствует - Пф16=0)
- 1 раз в сутки (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф24=1 отсутствует Пф24=0)
Возможность предоставление информации
- состояний средств измерения (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф26=1 отсутствует - Пф26=0)*
- состояний объектов измерения (Положение обходных выключателей и других коммутационных аппаратов) (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф27=1 отсутствует - Пф27=0)*
- результатов измерения (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф28=1 отсутствует - Пф28=0)
- санкционированное представление результатов измерений информации о состоянии средств и объектов измерений заинтересованным субъектам ОРЭ (Возможность имеется что соответствует п. 2.4 - Пф29=1 отсутствует - Пф29=0)*
- результатов измерений в ИВК субъекта (Возможность имеется что соответствует п. 2.4 - Пф30=1 отсутствует - Пф30=0)*
- результатов измерений смежного субъекта (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф31=1 отсутствует - Пф31=0)*
- контрольный доступ к ИВК ИВКЭ и ИИК (Возможность имеется что соответствует п. 2.3 - Пф32=1 отсутствует - Пф32=0)*
- состояний средств измерения (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф33=1 отсутствует - Пф33=0)*
- состояний объектов измерения (Положение обходных выключателей и других коммутационных аппаратов) (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф34=1 отсутствует - Пф34=0)*
- результатов измерения (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф35=1 отсутствует - Пф35=0)
Возможность формирования учетных показателей
- сведение простейшим способом баланса по сетевым элементам (при наличии необходимых точек измерений) (присутствует Пф36=1 отсутствует Пф36=0)*
- автоматическое замещение данных (присутствует Пф37=1 отсутствует Пф37=0)*
- учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки учета (Возможность присутствует что соответствует п.5.1.1 - Пф38=1 отсутствует Пф38=0)*
- расчет учетных показателей (присутствует Пф39=1 отсутствует Пф39=0)*
Глубина хранения информации (профиля):
- ИИК (Возможность имеется что соответствует п. 3.4.2 - Пф40=1 отсутствует - Пф40=0)
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П5
- ИВКЭ (Возможность имеется что соответствует п. 4.2.7 - Пф41=1 отсутствует - Пф41=0) при использовании импульсных входов
- ИВК (Возможность имеется что соответствует п. 5.1.1 - Пф42=1 отсутствует - Пф42=0)
Степень автоматизации
- приращение активной электроэнергии (Функция автоматизирована ПА2=1 нет ПА2=0)*
- приращение реактивной электроэнергии (Функция автоматизирована ПА3=1 нет ПА3=0)*
- среднеинтервальная активная мощность (Функция автоматизирована ПА4=1 нет ПА4=0)*
- время и интервалы времени (Функция автоматизирована ПА5=1 нет ПА5=0)*
- напряжение (Функция автоматизирована ПА6=1 нет ПА6=0)*
- ток (Функция автоматизирована ПА7=1 нет ПА7=0)*
- ИИК (Функция автоматизирована ПА8=1 нет ПА8=0)
- ИВКЭ (Функция автоматизирована ПА9=1 нет ПА9=0)
- ИВК (Функция автоматизирована П=1 нет П=0)
- состояний средств измерения (Функция автоматизирована ПА11=1 нет ПА11=0)
- состояний объектов измерения (Функция автоматизирована ПА12=1 нет ПА12=0)*
- результатов измерения (Функция автоматизирована ПА13=1 нет ПА13=0)
- измерений (Функция автоматизирована ПА14=1 нет ПА14=0)
- сбора (Функция автоматизирована ПА15=1 нет ПА15=0)
- состояний средств измерения (Функция автоматизирована ПА16=1 нет ПА16=0)*
- состояний объектов измерения (Положение обходных выключателей и других коммутационных аппаратов) (Функция автоматизирована ПА17=1 нет ПА17=0)*
- результатов измерения (Функция автоматизирована ПА18=1 нет ПА18=0)
- состояний средств измерения (Функция автоматизирована ПА19=1 нет ПА19=0)*
- состояний объектов измерения (Положение обходных выключателей и других коммутационных аппаратов) (Функция автоматизирована ПА20=1 нет ПА20=0)*
- результатов измерения (Функция автоматизирована ПА21=1 нет ПА21=0)
- сведение простейшим способом баланса по сетевым элементам (при наличии необходимых точек измерений) (Функция автоматизирована ПА22=1 нет ПА22=0)*
- автоматическое замещение данных (Функция автоматизирована ПА23=1 нет ПА23=0)*
- учет потерь от точки измерений до точки учета (Функция автоматизирована ПА24=1 нет ПА24=0)*
- расчет учетных показателей (Функция автоматизирована ПА25=1 нет ПА25=0)*
Хранение информации (профиля):
- ИИК (Функция автоматизирована ПА26=1 нет ПА26=0)
- ИВКЭ (Функция автоматизирована ПА27=1 нет ПА27=0)*
- ИВК (Функция автоматизирована ПА28=1 нет ПА28=0)*
- Синхронизация времени (Функция автоматизирована ПА29=1 нет ПА29=0)
* Данное требование является не обязательным.
Описание процесса деятельности
Разрабатываемая АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 представляет собой комплекс программно-технических средств состоящих из:
-первичных измерительных преобразователей – измерительных трансформаторов тока;
-вторичных цепей между измерительными трансформаторами и счетчиками электроэнергии;
-средств учета электроэнергии – многофункциональные счетчики;
-устройства сбора и передачи данных (УСПД);
-каналов связи УСПД со счетчиками учета электроэнергии;
-каналообразующей аппаратуры;
-каналов связи УСПД с сервером ЦСОИ.
Измерения электроэнергии выполняются на основе счетчиков трансформаторного включения.
По принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов счетчик осуществляет измерение средних за период сети значений фазных напряжений токов активной и полной мощности по каждой фазе.
УСПД осуществляет сбор информации об измерениях электроэнергии со счетчиков по цифровому интерфейсу. Данные полученные таким образом обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД. Далее данные передаются в систему вышестоящего уровня.
Основные технические решения
1Решения по структуре системы подсистем средствам и способам связи для информационного обмена между компонентами системы подсистем
Структура Системы и используемый для её создания программно-технический комплекс соответствует Техническим требованиям к АИИС субъектов ОРЭ (приложение 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка "Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования").
АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 представляет собой двухуровневую автоматизированную систему.
-1-й уровень (проведение измерений) - включает измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК);
-2-й уровень (консолидация информации по электроустановке) - включает в себя ИВКЭ на базе комплекса программно-аппаратных средств (устройство сбора и передачи данных) каналы связи со счётчиками каналы связи УСПД с ЦСОИ коммуникационную аппаратуру.
ЦСОИ системы рассматривается отдельным проектом.
Техническим проектом в составе АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 устанавливаются следующие программно-технические средства:
-ИИК - 24 точки измерений включающих измерительные трансформаторы тока измерительные трансформаторы напряжения многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии. Перечень точек измерения приведен в таблице А.1 приложения А;
-ИВКЭ - устройство сбора и передачи данных (УСПД) выполняющие функцию консолидации информации по точкам учета и организации информационного обмена между уровнями системы. Уровень ИВКЭ представляет собой УСПД консолидирующее информацию со счетчиков установленных в РТП-20008 и ВРУ 04 кВ.
Все технические средства имеют соответствующие свидетельства об утверждении типа средств измерений могут быть использованы в составе автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии а сами АИИС построенные на их базе отвечают всем требованиям нормативных документов предъявляемым к организации коммерческого учета на объектах.
Объектами сбора первичной учетной информации являются многофункциональные счетчики электроэнергии позволяющие хранить измеренные данные в энергонезависимой памяти. В ТП счетчики подключены к УСПД с помощью интерфейса RS-485 для обеспечения обмена и чтения данных измерений электроэнергии. В ВРУ 04 кВ счетчики подключены в GSM-модему с помощью интерфейса RS-485 для обеспечения обмена и чтения данных измерений электроэнергии. GSM-модем собирает информацию и передает ее в УСПД установленное в РТП-20008. В качестве протокола передачи данных используется MODBUS-подобный двоичный протокол обеспечивающий достоверность и быструю доставку данных по интерфейсу RS-485. Скорость передачи данных для каждого из каналов RS-485 устанавливается 9 600 битс коэффициент готовности не хуже 095.
Взаимосвязи между техническими средствами представлены на структурной схеме МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С1 Рабочей документации.
2Решения по взаимосвязям АИИС со смежными системами обеспечению ее совместимости
Информационный обмен данными с системами учета сторонних субъектов обработки коммерческой информации осуществляется с вышестоящего уровня. Порядок передачи данных а также обеспечение совместимости передачи данных с сервера опроса на сервер сбора а также заинтересованным смежным субъектам описывается отдельным проектом. Решения по информационному обмену данными с системой телемеханики в объеме данного проекта не принимаются и соответственно не рассматриваются.
3Решения по режимам функционирования диагностированию работы системы
Техническим проектом предусматриваются следующие режимы функционирования:
-автономное круглосуточное функционирование счетчиков учета электроэнергии осуществляющих измерение заданных параметров и хранение формируемой информации;
-автономное круглосуточное функционирование в автоматическом режиме УСПД осуществляющего сбор данных обработку и хранение информации от счетчиков;
-автоматическая передача УСПД накопленных данных по запросу вышестоящего уровня.
4Решения по численности квалификации и функциям персонала
Решения по численности квалификации и функциям персонала приведены в томе проекта "Общесистемные решения".
5Сведения об обеспечении заданных в ТЗ потребительских характеристик
Техническим проектом предусматривается учет активной и реактивной энергии и контроль потребления активной мощности по каждой точке учета и группам каналов учета. Структура проектируемой системы приспособлена к дальнейшей модернизации и развитию а именно:
-предусмотрена возможность добавления в систему новых точек учета;
-наращивание аппаратных и программных средств обеспечивается без вывода системы из постоянной эксплуатации;
-возможность тарификации.
Принятые решения по выбору программно-технических средств и организации эксплуатации АИИС КУЭ должны обеспечивать выполнение требований по надежности в соответствии с Техническим заданием на создание системы. Расчет надежности системы приведен в МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1 "Проектная оценка надежности".
В дальнейшей эксплуатации АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 необходимо ежегодно проводить оценку достаточности комплектов ЗИП КИП и при необходимости производить закупку требуемого количества запасных частей и приборов в соответствии с книгой МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.Б1.2.
6Состав функций задач реализуемых системой
Перечень основных функций реализуемых АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 приведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Перечень основных функций реализуемых АИИС
Наименование функции
Период выполнения функции
Получение физических величин коммерческого учета электроэнергии
Автоматическое измерение физических величин
Автоматический сбор измерения физических величин
Одни сутки или по запросу
Обработка данных коммерческого учета электроэнергии
Автоматизированное соотнесение результатов измерений со схемой измерений
Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения печатной форме форме электронного документа (файла)
Формирование документов. Ручной запуск программ. Предоставление доступа к отчетным и иным документам в визуальной печатной и электронной форме
По мере необходимости (за любой временной интервал)
Сбор информации о состоянии средств и объектов измерений ведение журнала событий
Ведение журнала событий ИИК
Ведение журнала событий ИВКЭ
Контроль состояния объектов измерений
Формирование архивов информации
Формирование архива измеренных величин с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив
Формирование архивов технической и служебной информации
Организация доступа к информации уровня ИВКЭ АИИС КУЭ со стороны вышестоящего уровня
Организация доступа к коммерческой технической и служебной информации
Синхронизация времени в АИИС КУЭ
Синхронизация времени по каждому ИИК
Синхронизация – при необходимости контроль – при каждом обращении
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется в автоматическом режиме включающая в себя измерение времени поддержание времени и синхронизацию времени всех компонентов АИИС КУЭ
Контроль синхронизации – 1 раз в сутки;
Синхронизация – 1 раз в сутки
Контроль функционирования АИИС КУЭ и ее компонентов
Контроль работоспособности программно-технических средств ИВКЭ
Контроль работоспособности программно-технических средств ИИК
Контроль наличия напряжения на секциях шин РТП отходящих фидерах 04 кВ
Контроль факта реализации функции проведения измерений физических величин
Один раз в 10 секунд или настраивается пользователем
Контроль состояния дверей РУ-04 кВ Секции I Секции II РУ-10 кВ Секции I Секции II.
Контроль фактов несанкционированного доступа на объекты КУ
По факту наступления события
Контроль состояния дверей шкафа УСПД
Контроль состояния дверей трансформаторного отсека Секции I Секции II.
Контроль положения АВР на ТП
Контроль активного питающего луча АВР
7Решения по комплексу технических средств его размещению на объекте
Проектом предусматривается организация измерительных комплексов удовлетворяющих требованиям изложенным в Технических требованиях на АИИС КУЭ для работы на ОРЭ (приложение 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка "Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования").
На всех ИИК точек учета Системы предусматривается установка микропроцессорных счетчиков класса точности не хуже 05S10 и 1020 измеряющих активную реактивную электроэнергию и мощность в одном или двух направлениях.
Все счетчики имеют память для хранения профилей нагрузки и возможность подключения резервного источника питания. Каждый счетчик снабжен портом цифрового интерфейса RS-485 для подключения к УСПД или GSM-модему и передачи данных на вышестоящие уровни.
Проектом предусматривается установка счетчиков:
-на вводных питающих кабелях ВРУ 04 кВ жилых зданий по каждому из вводных питающих кабелей;
-по границам раздела балансовой принадлежности питающих кабелей юридических лиц.
Рядом с каждым счетчиком предусматривается установка испытательной коробки обеспечивающей подключение образцового счетчика и замену счетчика без отключения присоединения. Крышка испытательного блока имеет возможность опломбирования. Рядом со счетчиком или группой счетчиков предусматривается размещение разветвителя интерфейса RS-485.
Проектом предусматривается резервное электропитание УСПД и счетчиков всех присоединений. Питание осуществляется от двух независимых источников через АВР.
Проектом предусматривается установка устройства сбора и передачи данных для консолидации информации по электроустановке которое обеспечивает автоматический сбор информации от ИИК и сохранение её в базе данных контроль достоверности результатов измерений автоматический сбор и обработку информации о состоянии средств измерений. УСПД обеспечивает интерфейсы доступа к информации по учету электроэнергии ИИК и данным о состоянии средств измерений со стороны вышестоящего уровня.
Применяемое УСПД соответствует требованиям приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка "Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования" к ИВКЭ:
-УСПД в комплексе с программным обеспечением должно быть метрологически аттестовано для применения в коммерческих расчетах должно быть включено в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений а также иметь разрешение к применению на территории РФ;
-УСПД должно быть защищено от несанкционированного доступа как в аппаратной части так и в программно-информационном обеспечении;
-УСПД должно выполнять самодиагностику с фиксацией в "Журнале событий";
-УСПД должно обеспечивать параметрирование;
-УСПД должно обеспечивать коррекцию (синхронизацию) времени;
-УСПД должно быть выполнено в едином корпусе конструкция УСПД должна позволять его размещение на стандартных панелях или в специализированных шкафах;
-УСПД имеет в своем составе встроенные энергонезависимые часы обеспечивающие ведение даты и времени с точностью хода не хуже ±2 секунд в сутки.
Рабочим проектом предусматривается применение УСПД размещенного в шкафу УСПД. Для организации каналов связи предусматривается наличие встроенного GSMGPRS – модема типа SIM300DZ или SIM900D в контроллере шкафа УСПД.
8Описание технических средств
8.1Устройство сбора и передачи информации
Контроллер терминальный поддерживает работу с выбранными для учета электроэнергии многофункциональными счетчиками электроэнергии осуществляет сбор данных по измерению количества электроэнергии и данных журналов событий счетчиков имеет цифровые входы для обработки дискретных сигналов с датчиков. Контроллер терминальный TK16L.14 имеет встроенный web-сервер и конфигуратор что дает возможность работы в локальных и глобальных сетях по протоколу TCPIP а также встроенный GSM-модем типа SIM300DZ или SIM900D.
Контроллер монтируется в шкафу который дополнительно укомплектован:
-источником бесперебойного питания и устройством организации АВР;
-вспомогательными техническими устройствами для организации разводки кабелей внутри шкафа.
Подробная информация о терминальном контроллере TK16L.14 приведена в руководстве по эксплуатации TK16L.14 АБВЛ 468212.061.РЭ.
8.2Счетчик электроэнергии
Проектом предусматривается установка микропроцессорных счетчиков класса точности 05S10 типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN и счетчиков класса точности 02S05 типа СЭТ-4ТМ.03М трансформаторного включения измеряющих активную реактивную электроэнергию и мощность в одном направлении в трехфазных 3-х и 4-х проводных сетях переменного тока частотой 50 Гц. Технические характеристики счетчиков электроэнергии соответствуют требованиям по функциональности конструкции и надежности Технического задания на создание АИИС КУЭ.
Каждый счетчик снабжен одним портом цифрового интерфейса RS-485 для передачи данных на вышестоящие уровни.
Рядом с каждым счетчиком трансформаторного включения установлена испытательная коробка обеспечивающая подключение образцового счетчика и замену счетчика без отключения присоединения. Крышка испытательного блока имеет возможность опломбирования. Рядом со счетчиками предусматривается размещение разветвителя интерфейса RS-485.
Подробная информация приведена в руководстве по эксплуатации на счетчик АВЛГ.411152.021 РЭ.
8.3Измерительные трансформаторы тока
Трансформаторы тока типа ТШП-066 ТШП-066-I предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам в установках переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением до 066 кВ включительно.
Трансформаторы тока типа ТПОЛ-10-3 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам в установках переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением до 10 кВ включительно.
Подробная информация на трансформаторы тока приведена в соответствующем руководстве по эксплуатации.
8.4Измерительные трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения типа НАМИ-10 У2 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам в установках переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением до 10 кВ включительно.
Подробная информация на трансформаторы напряжения приведена в соответствующем руководстве по эксплуатации.
8.5Автоматический ввод резерва (АВР)
Автоматический ввод резервного питания УСПД и резервного питания счетчиков в РТП-20008 выполнен на реле выбора фаз типа РВФ-01 АС 220 В. Реле представляет собой микропроцессорный однофазный блок автоматического ввода резерва. Реле предназначено для восстановления питания УСПД и счетчиков электроэнергии путем автоматического включения резервного источника питания.
Технические характеристики реле РВФ-01 АС 220 В:
номинальное напряжение
точность определения порога срабатывания ..
время переключения на резервные фазы
максимальный коммутируемый ток контактов ..
габаритные размеры ..
Автоматический ввод резервного питания счетчиков в ВРУ 04 кВ и GSM-модема выполнен на реле типа TRL-220VAC-S-2C. Реле предназначено для восстановления питания GSM-модема и резервного питания счетчиков электроэнергии путем автоматического включения резервного источника питания.
Технические характеристики реле TRL-220VAC-S-2C:
время срабатывания .
рабочая температура
Для питания стабилизированным напряжением постоянного тока проектом предусматривается использование в шкафу УСПД блока питания DRA 18-24 и источника бесперебойного питания BE400-RS. Для питания стабилизированным напряжением счетчиков электроэнергии установленных на панелях учета в РТП-20008 используются блоки питания NES-15-5. Блок питания БП9-1 используется для питания стабилизированным постоянным напряжением GSM-модема и для обеспечения резервного питания счетчиков электроэнергии в шкафу учета (ШУ) ВРУ. Технические характеристики блоков питания приведены в таблице 3.2
Таблица 3.2 - Технические характеристики блоков питания
Количество выходов шт
Электрическая прочность изоляции В:
Входное напряжение В:
Рабочий диапазон температур °C
Для организации канала связи между УСПД установленным в РТП-20008 и вышестоящим уровнем используется GSMGPRS - модем типа SIM300DZ или SIM900D. GSMGPRS - модем типа SIM300DZ или SIM900D встроен в контроллер и предназначен для приема и передачи данных. Модем оборудован светодиодом позволяющим отслеживать статус соединения. Подключение внешней GSM-антенны Antey 905 5dB к модему осуществляется через разъем SMA.
Для организации канала связи между счетчиками электрической энергии расположенными во ВРУ 04 кВ и УСПД установленным в РТП-20008 используется GSM-модем iRZ ATM2-485. Модем собран на основе GSMGPRS-модуля BGS2. Управление осуществляется стандартными АТ-командами. Модем оборудован светодиодами позволяющими отслеживать статус соединения. Подключения внешней GSM-антенны Antey 905 5dB к модему осуществляется через разъем SMA.
Подробная информация о GSM-модемах приведена в руководствах пользователя на устройства.
9Синхронизация времени
В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах. Коррекция времени между УСПД и счетчиком происходит при превышении рассогласования времени УСПД и счётчика. Коррекция времени на счетчике может быть плавной или происходить мгновенно т.е. «скачком».
После включения питания УСПД в процессе загрузки программного обеспечения время УСПД автоматически инициализируется по времени внутренних часов контроллера терминального. В автоматическом режиме коррекция времени в УСПД происходит от эталона времени УСПД. Изделие обеспечивает автоматическую коррекцию хода внутренних часов и часов счетчиков электроэнергии с синхронизацией от одного из источников выбираемого при параметрировании:
радиосервера точного времени использующего в качестве эталона сигналы радиостанции ГСВЧ или сигналы спутниковой системы ГЛОНАССGPS подключаемому к любому из портов RS-232 RS-422-1 RS-422-2 RS-485 Ethernet изделия;
внешней ПЭВМ подсоединенной по сети и вышестоящей в иерархии системы при этом используется прикладное ПО;
NTP – сервера присоединенного по сети Интернет.
Точность хода часов во включенном и выключенном состоянии счетчика электроэнергии не превышает ± 05 секунд в сутки.
10Размещение технических средств
Проектируемое оборудование монтируется в помещении распределительных устройств РТП-20008 и ВРУ 04 кВ абонентов. Подключение счетчиков к измерительным цепям напряжения выполняется новыми кабелями. Подключение счетчиков к измерительным цепям тока выполняется новыми кабелями в случае замены (установки дополнительно) трансформаторов тока либо замены вторичных цепей тока при несоответствии последних требованиям нормативных документов. Цифровые выходы счетчиков установленных на ТП подключаются к УСПД по интерфейсу RS-485 через пассивные разветвители интерфейса типа ПР-3. Цифровые выходы счетчиков установленных в ВРУ 04 кВ подключаются к GSM-модему по интерфейсу RS-485 через пассивные разветвители интерфейса типа РИ-3Л.
Схемы электрические подключения информационных цепей счетчиков приведены на соответствующих листах рабочей документации МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.
Приборы учёта в РТП-20008 располагаются на панелях учета. Приборы учета в ВРУ 04кВ располагаются в шкафу учета (ШУ) ВРУ. Во избежание ошибок персонала а так же для удобства обслуживания подключение токовых цепей и цепей напряжения к счетчикам выполнено с применением коробки испытательной переходной типа КИ-10.
Для счетчиков предусмотрено подключение цепей резервного питания. Резервное питание обеспечивается подключением к АВР.
Для прокладки интерфейса RS-485 в проекте приняты экранированные кабели типа КИПЭВ 1х2х06 мм с многопроволочными медными жилами с ПВХ изоляцией. Для прокладки цепей сигнализации в проекте приняты кабели типа КСПВ 1х2х05 мм с изоляцией из полиэтилена и оболочкой из ПВХ-пластика. Информационный кабель прокладывается внутри здания – по кабельным каналам и гофротрубе.
Схема соединений и подключения проектируемого комплекса технических средств приведена на соответствующих листах рабочей документации МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.
11Решения по составу информации объему способам ее организации видам машинных носителей входным и выходным документам и сообщениям
11.1Состав и назначение информационного обеспечения
Решения по информационному обеспечению приведены в документе МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П5.
11.2Организация информационных потоков
Информационные потоки данных коммерческого учёта организованы посредством использования УСПД. УСПД периодически опрашивает счётчики электроэнергии анализирует полученную информацию на полноту результатов измерений а также работоспособность каналов связи RS-485 или GSM.
Собранная на уровне ИВКЭ измерительная расчетная и служебная информация автоматизированными средствами передается по каналам связи на вышестоящий уровень.
Решения по информационному обеспечению приведены в документе МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П3.
Организация передачи информации с вышестоящего уровня описывается отдельным проектом.
12 Решения по составу программных средств языкам деятельности алгоритмам процедур операций и методам их реализации
Решения по программному обеспечению приведены в документе МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.ПА.
Программные средства применяемые на уровне ИИК представляют собой встроенные в приборы учета электрической энергии микропрограммы обеспечивающие реализацию заявленных функций на уровне ИИК имеющие стандартные протоколы обмена.
Программные средства применяемые на уровне ИВКЭ представляют собой встроенные в устройства сбора и передачи данных программные средства обеспечивающие реализацию заявленных функций на уровне ИВКЭ имеющие стандартные протоколы обмена.
Мероприятия по подготовке объекта автоматизации к вводу системы в действие
1Приведение информации к виду пригодному для обработки на вышестоящем уровне
Функцию приведения информации к виду пригодному для обработки выполняют электронные счетчики электроэнергии установленные на точках учета. Принципы оцифровки аналоговых величин тока подаваемых на счетчик описаны в руководстве по эксплуатации на счетчик.
Для взаимодействия с вышестоящим уровнем уровень ИВКЭ обеспечивает информационную совместимость форматов и регламентов передачи.
2Обучение и проверка квалификации персонала
До ввода АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008 в опытную эксплуатацию специалисты которые будут обслуживать систему должны пройти обучение в компаниях-производителях программно-технических средств по следующим курсам:
-счетчики электрической энергии;
-устройства сбора и передачи данных.
Обучение проводится по заявкам по мере комплектования групп. По окончании обучения выдается свидетельство установленного образца.
Рекомендуется проводить ежегодную аттестацию (проверку квалификации) персонала обслуживающего АИИС КУЭ.
3Создание необходимых подразделений и рабочих мест
Для обеспечения работоспособности АИИС КУЭ должны быть введены штатные единицы и сформирован эксплуатационно-обслуживающий персонал.
Описание организационной структуры в связи с вводом в эксплуатацию АИИС КУЭ АО"ОЭК" рассматривается отдельным проектом.
Окончательное решение по созданию подразделения АИИС или передачу функций по обслуживанию АИИС специализированным организациям принимает заказчика системы.
4Мероприятия по изменению объекта автоматизации
-установить трансформаторы тока в замен существующих в ячейках РУ-10 кВ Секции I Секции
-установить трансформаторы тока на вводах и отходящих линиях фидеров РУ-04 кВ Секции I Секции
-установить трансформаторы тока в ячейках ВРУ 04 кВ абонентов питающихся от РТП-20008;
-установить в РТП-20008 датчики сигнализации положения входных дверей в РУ-04 кВ РУ-10 кВ Секции I РУ-10 Секции II датчики сигнализации положения дверей трансформаторных отсеков Секции I Секции II датчики сигнализации положения АВР;
-проложить измерительные цепи тока от трансформаторов тока до всех установленных счетчиков электроэнергии;
-проложить измерительные цепи напряжения от мест подключения до всех установленных счетчиков электроэнергии;
-проложить в РТП-20008 цепи сигнализации цепи резервного питания счетчиков цепи питания УСПД цепи передачи информации по интерфейсу RS-485;
-проложить в РТП-20008 цепи сигнализации входных дверей в РУ-04 кВ РУ-10 кВ Секции I РУ-10 кВ Секции II цепи сигнализации положения дверей трансформаторных отсеков Секции I Секции II цепи сигнализации состояния контактов АВР;
-проложить в ВРУ 04 кВ абонента цепи резервного питания счетчиков и цепи питания GSM-модемов;
-в РТП-20008 в РУ-04 кВ установить шкаф УСПД согласно рабочей документации МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7;
-в РТП-20008 в РУ-04 кВ РУ-10 кВ Секции I РУ-10 кВ Секции II установить панели учета согласно рабочей документации МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7;
-в ВРУ 04 кВ установить шкаф учета (ШУ) ВРУ согласно рабочей документации МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.С7;
-произвести пусконаладочные работы всего оборудования АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП-20008.
-выполнить метрологическую поверку измерительных трансформаторов напряжения с оформлением свидетельств о поверке.

icon 4_Титульный лист ТП.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП-20008 ТИП РТП-8293
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008

icon 13_Метрологическое обеспечение.doc

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ
СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ
(АИИС КУЭ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 2010604 кВ г. МОСКВЫ)
РТП 20008 ТИП РТП-8293
Метрологическое обеспечение
МЭС.2475-ОЭК.015.РТП 20008.МО
Описание работ по метрологическому обеспечению3
Требования к погрешности измерений4
Средства измерений. Вспомогательные устройства5
Требования безопасности7
Требования к квалификации оператора8
Подготовка к выполнению измерений10
Выполнение измерений11
Вычисление результатов измерений12
Проверка загрузки трансформаторов тока по первичному току присоединения23
Расчет нагрузки вторичных цепей трансформаторов тока24
Расчет вторичных цепей трансформаторов напряжения присоединения 10 кВ29
Контроль точности результатов измерений35
Приложение А (обязательное) Номера регистрации оборудования системы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений37
Описание работ по метрологическому обеспечению
В соответствии с «Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве передаче и распределении. РД 34.09.101-94» на стадии проектирования должна определяться погрешность измерительных комплексов (каналов) и обеспечиваться ее минимизация.
Метрологическое обеспечение АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г.Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС с основано на выполнении метрологических мероприятий и работ необходимых для обеспечения достоверности измерений.
Метрологическое обеспечение измерений регламентируется нормативными и методическими документами (Законы РФ Гражданский кодекс РФ стандарты правила положения инструкции рекомендации указания ведомственные приказы и др.).
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 определяются условиями эксплуатации оборудования классом точности трансформаторов тока счетчиков и сопротивлением кабельных линий от трансформаторов тока до счетчика. Технические средства обеспечивающие передачу измерительной информации от ИИК на ИВКЭ не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов.
На каждый элемент в составе АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г.Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 (измерительный трансформатор счетчик электроэнергии УСПД) необходимо иметь документ нормирующий его метрологические характеристики. Счетчики УСПД и измерительные трансформаторы должны иметь сертификаты об утверждении типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Требования к погрешности измерений
1Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью обеспечиваемой вновь устанавливаемыми счетчиками электроэнергии измерительными трансформаторами и линиями присоединения счетчиков к ТТ.
2За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и мощности принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) в предусмотренных рабочих условиях применения АИИС КУЭ и при доверительной вероятности равной 095.
3Нормы относительной погрешности измерения по каждому ИИК для значений cosφ в интервале 08-10 не должны превышать:
-для области нагрузок до 2 % (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
-для области малых нагрузок от 2 до 20 % включительно не хуже 29 %;
-для диапазона нагрузок от 20 до 120 % не хуже 17 %.
4Нормы относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу для значений cosφ в интервале 05 - 08 не должны превышать:
-для области нагрузок до 2 (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
-для области малых нагрузок от 2 до 20 % не хуже 55 %;
-для диапазона нагрузок от 20 до 120 % не хуже 30 %.
5Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерения времени в системе должны быть не более ±5 с за сутки (при доверительной вероятности равной 095).
Средства измерений. Вспомогательные устройства
При выполнении измерений в АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 применяются средства измерений (ТТ счетчики) приведенные в МЭС.2475-ОЭК.015.РТП 20008.П2 приложение А.
Вспомогательные средства измерений используемые для измерения влияющих величин и контроля условий эксплуатации измерительных каналов на объекте приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Вспомогательные средства измерений
Измеряемые величины и пределы измерения
для измерения напряжения переменного тока
Напряжение переменного тока:
для измерения силы переменного тока
Сила переменного тока:
для измерения частоты переменного тока
Частота переменного тока:
для измерения температуры
Все СИ должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и соответствовать требованиям по точности.
1Измерения электроэнергии выполняются счетчиками электрической энергии через первичные преобразователи трансформатора тока (для счетчиков трансформаторного включения) и шин напряжения 04 кВ. Сигналы с датчиков тока и шин напряжения 04 кВ поступают на соответствующие входы аналого-цифрового преобразователя (АЦП) микропроцессора счетчика. АЦП микропроцессора производит преобразование сигналов поступающих от датчиков тока и шин напряжения 04 кВ в цифровые коды пропорциональные току и напряжению. Микропроцессор перемножая цифровые коды получает величину пропорциональную мгновенной активной мощности. Интегрирование мощности во времени даёт информацию о величине активной энергии. Используя соответствующие алгоритмы счетчиком также производится расчет всех требуемых параметров.
2По измеренным за период сети средним значениям активной и реактивной мощности формируются импульсы телеметрии. Импульсы подсчитываются контроллером счетчика и сохраняются в регистрах текущих значений до совершения события. По совершению события (время окончания интегрирования) текущие значения добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и массивы профиля мощности.
3Каналообразующая аппаратура осуществляет отправку информации с ИИК по каналу связи. Для приема и передачи данных используется MODBUS-подобный двоичный протокол гарантирующий достоверную доставку данных.
4УСПД в РТП 20008 осуществляет сбор информации со счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу RS-485. Для приема и передачи данных используется MODBUS-подобный двоичный протокол гарантирующий достоверную доставку данных.
5Данные полученные от счетчика и предоставленные в числах полупериодов телеметрии обрабатываются и дополнительно и пересчитываются в именованные величины энергии и профиля мощности. Расчет ведется с учетом коэффициентов трансформации тока измерительных трансформаторов. Все первичные расчетные и диагностические данные сохраняются в архивах в энергонезависимой памяти. УСПД при необходимости объединяет измерения в единые групповые измерения соответствующие конкретным объектам.
6Любые данные хранимые в архивах УСПД могут просматриваться с помощью АРМ или передаваться в системы вышестоящего уровня по соответствующему протоколу. Передача происходит по запросу системы вышестоящего уровня.
Требования безопасности
1При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80 ГОСТ 12.2.007.0-75 «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» и «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».
2Требования безопасности трансформаторов тока должны соответствовать ГОСТ12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть заземлены.
3Требования безопасности счетчиков электроэнергии должны соответствовать ГОСТ22261-94 и ГОСТ 12.1.038-82. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75.
4Все зажимы находящиеся в зажимной коробке счетчика должны закрываться крышкой приспособленной для опломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.
5Требования безопасности УСПД и других аналогичных им устройств должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 и ГОСТ 12.2.007.0-75.
6Корпуса устройств (блоков) шкафов и панелей должны быть заземлены. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации устройств (блоков).
7Вычислительные средства входящие в состав АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 должны по безопасности соответствовать требованиям предъявляемым к ЭВМ.
Требования к квалификации оператора
К выполнению измерений допускают лиц подготовленных в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» имеющих квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученных проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ.
При выполнении измерений соблюдают условия приведенные в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Условия измерений электроэнергии и мощности
Наименование параметров
объекта учета влияющих величин
Нормальные (номинальные)
Вторичной обмотки ТТ
Вторичной обмотки ТН
Коэффициент мощности:
Вторичной нагрузки cos φ
Потери в цепи напряжения счетчика от номинального напряжения (для ИК)
Внешнее магнитное поле индукции мТл
Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cosφ=08 инд.
Температура окружающего воздуха °С:
Подготовка к выполнению измерений
1При подготовке к выполнению измерений необходимо выполнить требования изложенные в руководстве по эксплуатации на вспомогательные устройства и средства измерений входящие в состав измерительной системы а также следующих документов:
-устройство сбора и передачи данных – описание типа средств измерений;
-счетчик электрической энергии – ГОСТ 31818.11-2012 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ31819.21-2012 ГОСТ 31819-2012;
-вторичная нагрузка трансформаторов тока – МИ 3196-2009;
-методика выполнения измерений без отключения цепей - МИ 3196-2009.
2При подготовке к выполнению измерений на вновь вводимой в эксплуатацию АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 проводят следующие работы:
-проверяют правильность размещения и номенклатуру СИ для расчетного и технического учета электроэнергии и мощности на соответствие с утвержденной схемой размещения. Заводские номера и классы точности СИ должны совпадать с указанными в эксплуатационной документации;
-проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами;
-проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ;
-проверяют все электрические соединения в схеме измерительных каналов при обесточенной питающей сети. Проверку проводят по методикам с целью установления правильности соединений и уточнения полярности обмоток трансформаторов;
-выполняют работы по 8.1;
-проводят опробование измерительных каналов и АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008 в целом в соответствии с эксплуатационной документацией.
Выполнение измерений
1В процессе выполнения измерений с помощью АИИС КУЭ производят автоматические измерения активной и реактивной энергии.
2В процессе выполнения измерений в базе данных вышестоящего уровня (рассматривается отдельным проектом) должны автоматически фиксироваться:
-значения 30 минутных приращений активной и реактивной энергии полученные по различным вариантам построения ИК;
-значения активной и реактивной мощности усредненной на 30 мин интервалах и полученной по различным вариантам построения ИК;
-коэффициент мощности
-календарная дата и время выполнения измерений;
-наименование (обозначение) ИК.
3Значения 30 минутных приращений активной и реактивной энергии автоматически фиксируются в соответствующих подразделах базы данных вышестоящего уровня (рассматривается отдельным проектом).
4В процессе выполнения измерений необходимо зафиксировать вариант схемы электроснабжения действующей на момент времени выполнения измерения.
Вычисление результатов измерений
Расчет пределов допускаемой относительной погрешности измерительных каналов проводится в соответствии с типовой методикой приведенной в РД 153-34.0-11.209-99 "Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности".
1Погрешность измерений в точке учета электроэнергии и электрической мощности определяется в виде предела допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях применения АИИС КУЭ и при доверительной вероятности равной 095. Закон распределения погрешностей принимается нормальным.
2Погрешность измерений в точке учета электроэнергии иили электрической мощности определяется для пяти значений тока нагрузки:
-тока нагрузки составляющего 1 % от номинального тока;
-тока нагрузки составляющего 5 % от номинального тока;
-тока нагрузки составляющего 10 % от номинального тока;
-тока нагрузки составляющего 20 % от номинального тока;
-тока нагрузки составляющего 100 % от номинального тока;
-тока нагрузки составляющего 120 % от номинального тока.
Состав ИИК по классам точности ТТ и счетчиков представлен в таблице 10.1.
Таблица 10.1 – Состав ИК по классам точности ТТ и счетчика
Трансформаторы напряжения
активная электроэнергия
реактивная электроэнергия
Расчет погрешности ИИК проводится по метрологическим характеристикам средств измерений приведенным в технической документации и при учете влияющих факторов по таблице 7.1.
3Предел допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении электроэнергии определяется по формуле:
где w – предел допускаемой относительной погрешности ИИК %;
J – предел допускаемой относительной погрешности тока ТТ %; определяется по 10.4.1;
U – предел допускаемой относительной погрешности напряжения ТН %; определяется по 10.4.2;
– предел допускаемой относительной погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН %; определяется по 10.4.3;
Л – предел допускаемой относительной погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН %; определяется по 10.4.4. При расчете предела допускаемой относительной погрешности ИИК берется максимальное значение для группы ИИК (таблица 10.1);
– предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика %; определяется по 10.4.5;
СД определяется по 10.4.6;
n – число влияющих величин учитываемых при определении дополнительной погрешности счетчика;
Т – предел допускаемой относительной погрешности измерения текущего времени %; определяется по 10.4.7;
у.с. – относительная погрешность устройства сбора и передачи данных %; определяется по 10.4.8.
4Определение составляющих погрешности измерительного канала электроэнергии входящих в формулу (10.1).
4.1Предел допускаемой относительной погрешности тока J и угловой погрешности J определяется по ГОСТ 7746–2001 или эксплуатационной документации на используемый ТТ и приводится в таблице 10.2. Для счетчиков прямого включения класса точности 1020 предел допускаемой относительной погрешности тока J и угловой погрешности J равен нулю.
Таблица 10.2 - Предел допускаемой относительной погрешности тока J и угловой погрешности J
Первичный ток % от Iном
Предел допускаемой погрешности
4.2Предел допускаемой относительной погрешности напряжения U и угловой погрешности U определяется по ГОСТ 1983–2001 или эксплуатационной документации на используемый ТН и приводится в таблице 10.3.
Таблица 10.3 - Предел допускаемой относительной погрешности напряжения U и угловой погрешности U
4.3Предел допускаемой относительной погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН определяется:
-для активной электроэнергии по формуле:
-для реактивной электроэнергии по формуле:
4.4Предел допускаемой относительной погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН % определяется на основании расчета фактического отклонения напряжения и принимается наибольшим.
4.5Предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика определяется по ГОСТ 31818.11-2012 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.21-2012 или на основании описания типа на счетчик электроэнергии (ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТР 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005).
Пределы погрешности выраженные в процентах для счетчиков активной электроэнергии класса точности 02S и 05S представлены в таблице 10.4. Пределы погрешности выраженные в процентах для счетчиков реактивной электроэнергии класса точности 05 и 10 представлены в таблице 10.5.
Таблица 10.4 – Пределы погрешности выраженные в процентах для счетчиков активной электроэнергии класса точности 02S и 05S
Коэффициент мощности
Пределы погрешности счетчиков %
5 Iном Iмакс включительно
0 Iном Iмакс включительно
Таблица 10.5 – Пределы погрешности выраженные в процентах для счетчиков реактивной электроэнергии класса точности 05 и 10
*В виду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 05 предел погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 05 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 05S по ГОСТ Р 52323-2005.
4.6Предел допускаемой дополнительной погрешности счетчика возникающей из-за отклонения i-й влияющей величины от ее нормального значения определяется по формуле:
где - предел допускаемой дополнительной погрешности счетчика возникающей из-за отклонения
Δi – наибольшее отклонение i-ой влияющей величины от ее нормального значения в единицах измеряемой величины.
Существенными влияющими величинами для электронных счетчиков активной энергии согласно ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52322-2005 и реактивной энергии согласно ГОСТР 52425-2005 являются:
-дополнительная погрешность от изменения температуры Сt %;
-дополнительная погрешность от изменения напряжения Сu %;
-дополнительная погрешность от изменения частоты Сf %;
-дополнительная погрешность от электромагнитных полей Сн %.
Пределы дополнительных погрешностей выраженные в процентах для счетчиков класса точности по активной энергии 02S и 05S и для счетчиков класса точности по реактивной энергии соответственно 05 и 10 приведены в таблицах 10.6 10.7.
Таблица 10.6 – Пределы дополнительной погрешности выраженные в процентах для счетчиков активной электроэнергии класса точности 02S и 05 S
Наименование влияющей величины
Коэффициент мощности
Пределы погрешности счетчиков %К
Изменение температуры окружающего воздуха (Средний температурный коэффициент)
Изменение напряжения измерительной цепи в пределах ± 10 %
Изменение частоты в пределах ± 2 %
Изменение индукции внешнего магнитного поля на 005 мТл
Таблица 10.7 – Пределы дополнительной погрешности выраженные в процентах для счетчиков реактивной электроэнергии класса точности 05 и 10
Изменение напряжения измерительной цепи в пределах ± 10%
Изменение частоты в пределах ± 2%
4.7Предел допускаемой относительной погрешности измерения текущего времени определяется по формуле:
где - предел допускаемой относительной погрешности измерения текущего времени;
ΔT - абсолютная погрешность таймера с;
600 - множитель переводящий часы в секунды;
ТУИ - учетный интервал времени при измерении электроэнергии ч; (типовое значение составляет 24 ч).
Полученное значение Т является одинаковым для всех ИИК и не зависит от вида измеряемой электроэнергии (активнаяреактивная) и составляет Т = ±00005 %.
4.8Относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле
где - относительная погрешность УСПД;
dТ - среднесуточная погрешность измерений текущего астрономического времени %;
dТ.Р. - погрешность рассинхронизации при измерениях текущего астрономического времени%.
dТ = 00005 % ; dТ.Р = 0001 % - для УСПД.
Поскольку УСПД использует данные счетчика переданные в цифровом коде и не производит с ними различных преобразований а порядок суммы погрешности рассинхронизации и измерения текущего времени составляет 0001 % то принимается что погрешность УСПД пренебрежимо мала и в расчете учитываться не будет.
4.9По формуле (10.1) суммируются составляющие погрешности измерения активной (реактивной) электроэнергии.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении электроэнергии W рассчитанные для относительных нагрузок 5 (2); 20 (10); 100; 120 % для каждого ИИК трансформаторного включения приводятся в таблице 10.8 .
Таблица 10.8 – Расчет допускаемой относительной погрешности ИИК трансформаторного включения при измерении электроэнергии W в рабочих условиях эксплуатации
Величина расчетного тока % от Iном
dJ -токовая погрешность ТТ %
qJ - угловая погрешность ТТ
dU -погрешность напряжения ТН %
qU - угловая погрешность ТН
dq -погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН %
dл -погрешность из-за потери напряжения в линии соединения счетчика с ТН %
dс.о -основная относительная погрешность счетчика %
dсj -дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей величины %
dw -предел допускаемой погрешности измерений электоэнергии в рабочих условиях эксплуатации %
dСt - температурная погрешность
dСU - погрешность от изменения напряжения
dCf - погрешность от изменения частоты
dcН - внешнее магнитное поле индукции
dU -погрешность напряжения ТН %
qU - угловая погрешность ТН
dcН - внешнее магнитное поле индукции
Полученные расчетные значения погрешностей измерительных каналов при измерении активной и реактивной электроэнергии не превышают норм указанных в Приложении №11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.
4.10 Предел допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении электрической мощности для всех вариантов конфигурации ИИК определяется по формуле:
где Р - предел допускаемой относительной погрешности ИИК %;
W - предел допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении электроэнергии%;
ТР - предел допускаемой относительной погрешности средства измерений времени в составе АИИС %.
4.11Предел допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени усреднения мощности определяется по формуле:
где ТР - предел допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени усреднения мощности %;
- множитель переводящий минуты в секунды;
Туср - интервал времени усреднения мощности мин; Туср = 30 мин.
ТР = ±00277 %. Полученное значение ТР является одинаковым для всех ИИК и не зависит от вида измеряемой электроэнергии (активнаяреактивная).
4.12Поскольку предел допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени усреднения мощности значительно меньше предела допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении электроэнергии W то при расчете по формуле (10.7) им можно пренебречь. Поэтому предел допускаемой относительной погрешности измерения электрической мощности будет равен пределу допускаемой относительной погрешности измерения электроэнергии.
Проверка загрузки трансформаторов тока по первичному току присоединения
Согласно ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия" для обеспечения работы трансформатора тока в классе точности 02S (05S) необходимо чтобы ток в первичной обмотке находился в пределах от 1 до 120 % от номинального значения (для обеспечения работы трансформатора тока в классе точности 05 необходимо чтобы ток в первичной обмотке находился в пределах от 1 до 120 % от номинального значения). С учетом требований ПУЭ допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 %.
Выбор трансформаторов тока по первичному току присоединения производится исходя из единовременной мощности присоединения указанной в акте разграничения балансовой принадлежности. Выбор трансформаторов тока устанавливаемых на вводах силовых трансформаторов осуществляется по номинальной мощности силовых трансформаторов. Выбор трансформаторов тока устанавливаемых на присоединении собственных нужд в РТП 20008 осуществляется по номиналу коммутационного аппарата в сборке низкого напряжения или номиналу вводному коммутационного аппарата в ящике собственных нужд (ЯСН).
Выбор ТТ по первичному току представлен в МЭС.2475-ОЭК.015.РТП-20008.П9 "Описание комплекса технических средств".
Расчет нагрузки вторичных цепей трансформаторов тока
Сечения жил кабелей токовых цепей трансформаторов тока (ТТ) выбираются исходя из выполнения следующего условия (согласно ГОСТ 7746-2001):
где – полная нагрузка вторичной обмотки ТТ Ом;
– допустимая (номинальная) нагрузка вторичной обмотки ТТ Ом.
Условие (12.1) применимо для ТТ с номинальной мощностью (Sном) более 10 ВА. Согласно ГОСТ 7746-2001 для ТТ с Sном менее 10 ВА минимальная мощность нагрузки (Sмин) ТТ должна составлять:
-для ТТ с Sном = 1 ВА Sмин = 08 ВА;
-для ТТ с Sном = 3 ВА Sмин = 175 ВА;
-для ТТ с Sном = 5 ВА Sмин = 375 ВА;
-для ТТ с Sном = 10 ВА Sмин = 375 ВА.
Соответственно условие (12.1) примет вид:
-для ТТ с Sном = 1 ВА (Zдоп = 004 Ом)
-для ТТ с Sном = 3 ВА Sмин = 175 ВА (Zдоп = 012 Ом)
-для ТТ с Sном = 5 ВА (Zдоп = 02 Ом)
-для ТТ с Sном = 10 ВА (Zдоп = 04 Ом)
Для трансформаторов тока ТПОЛ-10-3 в соответствии с описанием типа СИ (№ 63766) и для трансформаторов тока ТШП-066 в соответствии с описанием типа СИ (№ 44100) нижний предел вторичной нагрузки для классов точности 02S 02 05S составляет 1 ВА.
Полная нагрузка складывается из сопротивлений подключенных к ТТ приборов контрольных кабелей и переходных контактов.
где Zп – полная нагрузка Ом;
Rпр – суммарное сопротивление приборов Ом;
к1 – коэффициент схемы включения ТТ;
Rкаб – суммарное сопротивление участков контрольного кабеля токовых цепей Ом;
Rперех – суммарное сопротивление переходных контактов Ом.
где Sсч – потребление токовой цепи счетчика ВА;
Sип – суммарная мощность потребляемая измерительными приборами ВА;
I2ном – номинальный вторичный ток ТТ А;
к1 = 1 – для включения ТТ по схеме «звезда» (трехфазное четырехпроводное включение счетчика);
к1 = – для включения ТТ по схеме «неполная звезда» (двухфазное трехпроводное включение счетчика).
где Rсущ – сопротивление участков существующего контрольного кабеля токовых цепей соответствующего требованиям и не подлежащего замене Ом.
Rзам – сопротивления заменяемых участков токовой цепи Ом.
Rсущ и Rзам определяются как суммы сопротивлений существующих и заменяемых участков. Тогда сопротивление кабеля вычисляется по формуле (12.9)
где L – длина кабеля м.
- удельная проводимость меди мОм*мм2;
F – сечение проводника.
Переходное сопротивление контактов принимаем равным 0015 Ом плюс 0005 Ом на каждый дополнительно установленный прибор.
При прокладке новых токовых цепей проводится расчет допустимого сечения заменяемых проводников. Тогда в соответствии с формулами (12.6) (12.7) (12.9) расчетное сечение проводника составит:
По полученному значению расчетного сечения из стандартного ряда сечений принимается ближайшее большее определяется значение и производится проверка на соответствие условиям (12.1) – (12.4).
Полная нагрузка будет рассчитываться по следующей формуле:
Типовой расчет нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока приведен в таблице 12.1
Таблица 12.1 - Расчет нагрузки вторичных цепей ТТ
Наименование присоединения
Площадь поперечного сечения кабеля S мм2
Расчетная длина кабеля L м
Расчетное сопротивление кабеля Ом
Сопротивление последовательных цепей счетчика Ом
Переходное сопротивление контактов Ом
Расчетная нагрузка вторичных цепей ТТ Zнагр Ом
Минимальная вторичная нагрузка ТТ Z2мин Ом
Максимальная вторичная нагрузка ТТ Z2макс Ом
Соответствие требованиям
РУ-10 кВ Секция I Ячейка 8 -ПС 396 α "Яузская
РУ-10 кВ Секция II Ячейка 14 - ПС 396 "Яузская
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
Ввод 04 кВ Секция II
РУ-04 кВ Секция I Вв. ЯСН вв.ЯШСН № 1
РУ-04 кВ Секция II Вв.ЯШСН№ 2
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияI
Вв. абонента АЗС № 236 CекцияII
Вв. 114496 Секция I Административное здание
Вв. 114496 Секция II Административное здание
Вв. 114326 Секция I АЗС
Вв. 114326 Секция II АЗС
Вв. 117945 Секция I Административное здание
Вв. 117945 Секция II Административное здание
Вв. 112205 Секция I Административное здание
Вв. 112205 Секция II Административное здание
Вв. 113339 Секция I Административное здание
Вв. 113339 Секция II Административное здание
Вв. 116444 Секция I АЗС
Вв. 116444 Секция II АЗС
Вв. Механизация Секция II Нежилоездание
Вв. 114374 Секция I Очистныесооружения
Вв. 114374 Секция II Очистныесооружения
Вв. 135027 Секция I Комплекс объектов на земел. участке
Расчет вторичных цепей трансформаторов напряжения присоединения 10 кВ.
1. Расчет нагрузок вторичной основной обмотки трансформаторов напряжения ТН-1 ТН-2
Величина нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения (ТН) согласно ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия" должна находиться в пределах:
где – суммарная нагрузка вторичной обмотки ТН ВА;
– номинальная нагрузка ТН ВА.
Для расчета потребления всех приборов включенных на линейное напряжение должно быть приведено к напряжению 100 В. Пересчет на расчетное напряжение производится по выражению:
где – потребление при расчетном (линейном или фазном) напряжении ВА;
– потребление заданное при напряжении ВА.
Полная мощность потребляемая цепью напряжения счетчика: Sсч = 1 ВА.
Фактическая загрузка вторичных цепей трансформаторов напряжения с учетом принципиальных схем КСО-2УМ3 приведена в таблицах 13.1 и 13.2.
Таблица 13.1 – Фактическая загрузка ТН-1 в нормальном режиме
Суммарная мощность приборов ВА
Суммарная мощность приборов с учетом преобразования звезда –треугольник ВА
Измерительный преобразователь напряжения E8551
Реле контроля напряжения
Суммарная нагрузка от приборов ВА
Мощность основной обмотки в классе точности 02
Процент загрузки основной обмотки ТН-1 10 кВ %
Таблица 13.2 – Фактическая загрузка ТН-2 в нормальном режиме
Процент загрузки основной обмотки ТН-2 10 кВ %
Согласно техническому описанию и инструкции по эксплуатации на трансформатор напряжения ИАЯК.671241.008 ТО при нагрузках отличных от указанных в руководстве расчет дополнительных погрешностей по напряжению при фактических значениях нагрузки производится по следующим приближенным формулам:
где Sав Sвс Sса – значения мощностей нагрузок включенных на линейные напряжения ab bc и ca ВА;
Zk – сопротивление короткого замыкания трансформатора равное 06 Ом.
Таким образом полная погрешность составляет:
Исходя из полученных данных можно сделать вывод что при указанных значениях фактической нагрузки трансформаторы напряжения не работают в классе точности.
В случаях когда трансформатор напряжения работает с нагрузкой менее 25 % от номинальной мощности (в соответствии с требованиями ГОСТ 1983-2001 п. 6.15.1) необходимо компенсировать недогруженность ТН посредством догрузочных резисторов. Согласно рекомендациям ФГУП «ВНИИМС» МИ 3023-2006 «Нормализация нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения» нормализацию мощности нагрузки трансформатора напряжения необходимо выполнять до уровня 50% т.к. при нагрузке близкой к 50% от номинальной трансформатор напряжения имеет минимальную погрешность.
Догрузочные резисторы МР3021 имеют сертификат соответствия РОСС RU.АЯ24.H38402
Технические характеристики устройства:
Рабочий диапазон напряжений 08-12 Uном
Рабочий диапазон температур от-40+50 °С.
Резисторы могут применяться на открытом воздухе защищены от попадания влаги.
Допускаемая погрешность сопротивления ±10 % за 10 лет эксплуатации.
Относительная влажность до 90 % при температуре 25° С
С учетом установки догрузочных резисторов нагрузки на основную вторичную обмотку ТН-1 10 кВ ТН-2 10 кВ будут составлять:
что составляет 473 % от мощности ТН в классе точности 02 которая составляет ;
что составляет 433 % от мощности ТН в классе точности 02 которая составляет ;
Дополнительные погрешности по напряжению с учетом установки догрузочных резисторов:
Таким образом трансформатор напряжения работает в классе точности 05
С целью уменьшения погрешности может быть рекомендовано распределить нагрузку фаз ca на фазы bc.
Вывод: загрузка фаз А и С трансформаторов напряжения ТН-1 10 кВ ТН-2 10 кВ с подключением догрузочных резисторов МР3021-Н-100В-30ВА на линейные напряжения ab и bc обеспечивает работу трансформатора напряжения в классе точности 02.
2. Проверка кабеля в цепях учета ТН.
Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться с учетом потерь напряжения во всех элементах цепи чтобы потери напряжения в цепях ТН-счетчик составляли не более 025 % номинального напряжения. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.
Расчет потерь напряжения в цепях напряжения ведется без учета индуктивного сопротивления кабеля.
Потери напряжения В определяются по формуле:
где – фазный ток нагрузки в питающем счетчик кабеле А;
– сопротивление питающего счетчики кабеля Ом.
где – суммарная мощность потребляемая измерительными цепями счетчиков ВА;
– номинальное фазное напряжение вторичной обмотки ТН В.
где – количество счетчиков подключенных по данному кабелю;
– наибольшая мощность потребляемая измерительной цепью напряжения счетчикаВА.
– мощность потребляемая цепью напряжения прибора ВА.
где L – длина кабеля м;
γ – удельная проводимость материала кабеля мОм·мм2;
F – сечение жилы кабеля мм2.
Тогда потери напряжения В:
где - суммарная мощность нагрузки
- суммарное сопротивление измерительных цепей напряжения счетчика
В – номинальное фазное напряжение.
Должно выполняться условие:
где – величина потерь напряжения %.
Рассмотрим падения напряжения для обмотки учета ТН на различных участках цепей напряжения ТН-1 в режиме когда вся нагрузка присоединена к одному ТН.
Рисунок 13.1 – Схема цепей напряжения
Полная мощность потребляемая цепями напряжения счетчика: Sсч = 9 ВА
Удельная проводимость медных проводников мОм·мм2.
Сопротивления кабелей по участкам:
В расчете потерь напряжения учитываются потери напряжения в автоматическом выключателе. Согласно техническому руководству на автоматические выключатели iС60 рассеваемая мощность на один полюс АВ iС60L Schneider Electric с номинальным током 4А составляет 24 Вт. Таким образом сопротивление полюса автоматического выключателя составит:
Также необходимо учесть переходные сопротивления контактов ВН Автоматического выключателя переключателя цепей напряжения вводного и распределительного клеммников:
Суммарная мощность нагрузки на участках:
Суммарные сопротивления на участках:
Потери напряжения на участках от ТН до счетчиков при отключенном ТН-2:
Потери напряжения на участках от ТН до счетчиков при отключенном ТН-1:
Расчет потерь напряжения для ТН-1 и ТН-2 сведены в таблицу 13.3.
Таблица 13.3 – Расчет потерь напряжения в цепях трансформаторов напряжения
Потери напряжения в цепи питания на участках
Суммарные потери напряжения в цепи питания
Доп. потери напряжения
Соответствие требованиям ПУЭ
Контроль точности результатов измерений
1Целью контроля точности результатов измерений является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений а также проверка удовлетворения требований к приписанным значениям погрешностей измерительных каналов АИИС КУЭ распределительных сетей 2010604 кВ г. Москвы уровней ИИК и ИВКЭ узла сетевого хозяйства РЭС РТП 20008.
2Задачами контроля точности являются проверки:
-наличия действующих свидетельств о поверке СИ входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ;
-отсутствия несанкционированных изменений схем вторичных цепей ТТ;
-соблюдения условий применения СИ;
-соблюдения требований к параметрам контролируемых присоединений;
-регламентированного алгоритма работы АИИС КУЭ;
-правильности вычисления результатов измерений.
3После замены СИ в измерительном канале должны быть выполнены работы по проверке соответствия погрешности измерений нормам точности.
4Оперативный контроль точности проводят:
-если фактический небаланс электроэнергии определенный в соответствии с РД34.09.101-94 по результатам измерений больше допустимого небаланса рассчитанного с учетом относительных погрешностей измерительных каналов;
-при расхождении результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности);
-при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы;
-при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы;
-после изменения схемы вторичных цепей трансформаторов;
-после замены СИ в измерительном канале или после замены его составных частей;
-после поверки (калибровки) СИ входящих в измерительный канал.
5Общая относительная погрешность измерительного канала АИИС КУЭ (для расчетного учета электроэнергии) имеет величину не более: w=±29 при I1=(5-20) % от I1ном и p=±17 при I1=(20-120) % от I1ном (при доверительной вероятности р=095) что соответствует требованиям к погрешности измерений электрической энергии (расчетного учета) и требованиям технического задания.
6Результаты расчетов приведены в таблицах 10.8 10.11.
7Фактические значения относительных погрешностей измерительных комплексов будут определены при проведении поверки АИИС КУЭ.
8На каждый измерительный комплекс составляется паспорт-протокол в соответствии с РД 34.09.101-94.
9Номера регистрации оборудования системы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Таблица А.1 - Номера регистрации оборудования системы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Регистрационный номер
Контроллер терминальный

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 20 часов 57 минут
up Наверх