Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция", 62756-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

-    требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

-    АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

-    передача журналов событий счетчиков;

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее по тексту - ИИК ТИ). ИИК ТИ включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - 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 Нововоронежской атомной станции (далее по тексту - ИВК предприятия), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных, автоматизированные рабочие места операторов, 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;

3-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс ОАО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Концерн Росэнергоатом»,

автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), 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, ее обработку и хранение.

В качестве сервера предприятия используется промышленный компьютер HP Proliant DL380G5, сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» - промышленный компьютер IBM xSeries 345 8670-M1X. На серверах и АРМ установлено специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

ИВК предприятия автоматически один раз в 30 минут по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков.

Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.

При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

Сервер ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 минут) производит считывание информации из базы данных ИВК предприятия и осуществляет ее дальнейшую обработку, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Посредством АРМ операторов ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется обработка и передача информации коммерческому оператору (далее по тексту - КО) по электронной почте в виде файла формата XML; передача информации в региональные подразделения системного оператора (далее по тексту - СО) и смежным субъектам ОРЭМ с сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется в автоматическом режиме.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы счетчиков и часы сервера ИВК предприятия.

Сервер ИВК получает сигналы точного времени от Государственного первичного эталона времени и частоты с использованием группы тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств эталона и позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов 10 мс. Синхронизация часов сервера ИВК предприятия происходит непрерывно.

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

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:

-    посредством двухпроводной линии («витая пара»), и далее, через преобразователь по оптоволоконным линиям для передачи данных от ИИК ТИ в ИВК предприятия;

-    посредством локальной сети Ethernet для передачи данных от ИВК предприятия в ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»;

-    посредством глобальной сети Internet для передачи данных от ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом» во внешние системы.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы

(ИК).

Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения ИВК предприятия и ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»_

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности:

Количество измерительных каналов (ИК).................................................................34

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях

применения...........................................................................приведены в таблице 3

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков

электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с.....................± 5

Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут............30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам......................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов

измерений в базу данных....................................................................автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет...................3,5

Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток.............................74

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ...........................................автоматическое

Рабочие условия применения компонентов ИК:

Температура окружающего воздуха для:

измерительных трансформаторов, размещенных в ЗРУ, °С...........................от 0 до 40;

измерительных трансформаторов, размещенных на ОРУ, °С...............от минус 45 до 40;

счетчиков, связующих компонентов, °С...................................................от 0 до 40;

оборудования ИВК, °С.......................................................................от 10 до 35;

частота сети, Гц...........................................................................от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения ином), % .от 90 до 110;

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном (для ИК № 3, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 33, 34)............................от 2 до 120;

ток, % от 1ном (для ИК № 1, 2, 4 - 10, 13, 18 - 32).....................................от 5 до 120;

напряжение, % от Ином....................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j.............................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5Wci ) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении

активной (5wa) и реактивной (5Wr) электрической энергии в рабочих условиях применения

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Поверка

осуществляется по документу МП-057-30007-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2015 г.

Поверительное клеймо и знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.

Основное поверочное оборудование:

-    миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08);

-    мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11);

-    клещи токовые АТК-2001 (Госреестр № 43841-10);

-    измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05);

-    переносной компьютер с доступом в интернет;

-    оптический преобразователь для работы со счетчиками электроэнергии;

-    термометр технический типа ТТ (Гос. реестр СИ №276-89) с диапазоном измерений от -35°С до +50°С, пределом допускаемой погрешности измерения температуры ±1°C.

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г;

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция», аттестована ФГУП «СНИИМ», свидетельство об аттестации № 253-01.00249-2015 в октябре 2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция»

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.