Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя сервер баз данных Ростовской атомной станции (далее по тексту -сервер станции), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень;

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Сервер станции автоматически в заданные интервалы времени (30 мин.) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Сервер станции производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в сервер станции считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память (заносятся в базу данных).

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из сервера станции данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Считанные данные подвергаются дальнейшей обработке и записываются в энергонезависимую память сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» (заносятся в базу данных).

Обмен информацией счетчиков и сервера станции происходит по проводным и оптическим линиям ЛВС Ростовской атомной станции с использованием протоколов RS-485 и Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером ОАО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных ОАО «Концерн Росэнергоатом» с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера станции, счетчиков.

В качестве УСВ используется устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13), зав. номер 001434. УСВ осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS или ГЛОНАСС, их обработку, преобразование и дальнейшую передачу в сервер станции для контроля и корректировки показаний встроенных часов компонентов АИИС КУЭ.

Сравнение и синхронизация показаний часов сервера станции и УСВ происходит постоянно, при этом обеспечивается погрешность хода часов сервера станции не хуже ± 150 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) ИИК АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО серверов АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства серверов АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО - программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации от 31.05.2012 № АПО-001-12, выдано ФГУП «ВНИИМС»).

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.

ПО АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

On

Ростовская АЭС;

ОРУ 500 кВ; 1,2 СШ 500 кВ, яч. 6, BJI 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк 2 613030001103106

Продолжение таблицы 2

Ростовская АЭС;

ОРУ 500 кВ; 3,4 СШ 500 кВ, яч. 14, BJI 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты 613030001103105

Ростовская АЭС;

ОРУ 500 кВ; 3,4 СШ 500 кВ, яч. 10, BJI 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк 613030001103104

Ростовская АЭС;

ОРУ 500 кВ; 3, 4 СШ 500 кВ, яч. 20, BJI 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск 613030001103103

Я    W £ ^»

о Ы    ®

ю а, - •    _

^ 2 О    'J s;”.. 1У1

о ^ 'О    VO ЬО ^

со

РЭ

а iо*

о ^1

VO

ю

О Ltl Ltl J •

со

рэ

СИ

нн О ^ ON

м

iо*

ю

О , 00 ^ OJ

я    £

н    ►>

о    м

СЛ    <—)

^1

ю

а\

о

VO

о

43

<т>

<т>

о

43

ю*

ю о

о о

ю

о

о

о

>

Н > о м

Ъ> ^

СЛ <—)

ю

“ • о

О

О 40

Р    U,

о

On

о

о

о

On

о

VO

VO

VO

^1 I—

Ю -(^

V, .

ю*

ч

о о

о> о> о

^ -^

оо чо vo ю

00 On

"I

о

о

43

<т>

n>

о

i?

ю о ^ ю 00 <1 VO 4^ 00 оо

OJ

^ § s

^t! О) <1 о

о 43

IO*

OJ

СО    СО

й 00    й

.“ hd ^    .“ о

^ 2 ^    !z; 2

Ъ m bJ    if. g

U    w »

4^    <-*-> S

00    Ю «

U)    00 л

40    w

Ю    <1 “'

W

н н £

О On .“ Ч - On С®

\п Щ 03

U ^ м

Н-*

On

ж

On 'О VO ^1

-(^

00

On

ю

^1

к

s

I

о

0

1

^1

Ю

к

к

к

On .м Gn « I

” S

м ^

Н-*

On

ж

On Ю

40

Ю “ •

о

о

д

о

со

Д

Е

в

о

о

д

о

со

д

сг

О

о

Д

О

со

д

сг

1^1

о

о О &

> ю

ы    о

ON

S    8

<1    о

1    н

О    *3

40    ^

о о о о о о

о W § H о

OJ ^

^ bJ

о W

§ н

° J°

OJ

io> fC ^ 43 Cd

»s

On E to n> '

On

о

о

д

Е

в

LtJ

U)

OJ

о

о

СО

нн Р3 П а

СО

нн Р3 П СИ

> >

о ^

О . г>. KJ ^сг > 00 о о

W

Н о "ю сл

- §■

00    о

^ 8

1    н

О *3 On

si

ю ►& ?d ' >

- § 00 о ^ 8 ^ 43

iо*

ю

On . . u>

^ Й

OJ

VO VO

^3!

00

00

о

о

Сервер станции

On

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Продолжение таблицы 2

н

"i

е

ю

ю

о

Н

"I

е

ю

ю

о

н

"I

е

ю

ю

о

W

Н

о

"ю

СП

н

о

"ю

СЛ

н

о

"ю

СЛ

U) ,w \Q ^

о

0\

U) ,w 00 ^ L/i оо Js)

U>

00

U>

ю

JO

Ov

Ov

U)

00

Г-1

611010001331001

VO

Ростовская АЭС;

ОРУ 220 кВ; яч. 4, ОВ 220 кВ 613030001205901

"1

£ о 4^ о Ltl О

О 43

1Л*

со

рэ

03

Ростовская АЭС;

ОРУ 220 кВ;

2 СШ 220 кВ, яч. 1,

BJI220 кВ Ростовская АЭС - Городская-2 613030001205102

go Ltl о О 43

ю*

со

1—1 ^ Ч со

Ростовская АЭС; ОРУ 220 кВ;

1, 2 СШ 220 кВ, яч. 3, BJI 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск 613030001105201

"I

go Ltl о о 43

1Л*

со

рэ

со

со

рэ

со

со со

со

рэ

м

ю*

OJ

^1

со

1—1 ^ Ч со

со

рэ

со

со

рэ

м

ю*

со со

со

рэ

со

рэ

со

рэ

м

ю*

рэ

« ч

<т>

03

<т>

Ю Ю 43 Ov со

"1

00 ►§ bJ п>

Ov О

н

д 43

"1

w о g£ Я о

О о>

0    О

1    н

О *3

00 а

"I w о

g-S Я ff

О fC О О

о 43 00 ^ ю*

к

ю ю ю о

к

ю ю ю

TI

<т>

03

<т> Ю 13

^ д ю Е о

ю

;?»! (ч) (Oti

Ov со

ю

ю

о

о

о

о

ю

ю

о

о

о

о

ю

ю

о

о

о

о

о

о

Д

о

о

о

д о со

д

oj Е

JOO п>

OJ

OJ

ю

-р*.

о

о

о

w о g£

Я о

О о>

О О

о 43 00 ^

^ ю

OJ

_ ^ \Q IO* О LtJ

iо*

ю*

ю*

ю

ю*

OJ

VO

S VO

ж

ь~> 2 “ • д

Е

о <т>

о

VO

о

\о оо vo'

ю ю ю о

LtJ

LtJ

ю

ю

ю ю

JO ^

ю ю

OJ

OJ

Ov

-р*.

LtJ

со

нн Р3 П со

2>Г

S§4

I Ю рэ

О Р > g

i?

00    о

^ 8

1    ч о >3 о н-

ю»

10 чо

00

Сервер станции

Ov

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии_

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,98-ином до 1,02 ином;

-    сила переменного тока от Нном до 1,2Нном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды плюс 15 до плюс 25 °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,9-ином до 1,1 ином;

-    сила переменного тока 0,01Нном до 1,2Нном.

Температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5.    Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии: ИИК № 1, 4, 5, 7, 8, 1 по ГОСТ 30206-94, ИИК № 2, 3, 6, 9, 11, 12 по ГОСТ Р 52323-2005, счетчики в режиме измерения реактивной электроэнергии: ИИК № 1, 4-11 по ГОСТ 26035-83, ИИК № 2, 3, 12 ГОСТ Р 52425-2005.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:

-    счетчики ЕвроАЛЬФА - не менее 50000 часов;

-    счетчики Альфа А1800 - не менее 120000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв — 2 часа;

-    для сервера Тв — 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв — 1 час;

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

-    на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВКЭ и ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

-    защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    факты параметрирования счетчика;

-    факты пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

-    факты коррекции времени;

-    перерывы питания.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях):

-    счетчик ЕвроАЛЬФА - не менее 74 суток, при отключении питания - не менее 5 лет;

-    счетчик Альфа А1800 (стандартная память) - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

-    счетчик Альфа А1800 (расширенная память) - не менее 1908 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

-    ИВКЭ, ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 2096/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в январе 2015 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 (Госреестр СИ № 31857-06) - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006.

-    счетчиков Альфа А1800 (Госреестр СИ № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2011 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр СИ № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика измерений. ГДАР.411711.085-03.2 МВИ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1422/550-01.00229-2015 от 04.02.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

1    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.