| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя сервер баз данных Калининской атомной станции (далее - 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, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер АО «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, обработку и хранение еe, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер станции при помощи программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» посредством технологии межсерверного обмена данными, осуществляемой ПО «АльфаЦЕНТР», считывает измерительную и служебную информацию из базы данных сервера станции, выполняет дальнейшую обработку и хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Обмен информацией между счетчиками и сервером станции происходит по проводным и оптическим линиям локальной вычислительной сети Калининской атомной станции с использованием протоколов RS-485 и Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера станции, счетчиков. УСВ реализовано на базе приемника УССВ-16 HVS, принимающего от системы GPS сигналы календарной даты и времени по шкале UTC; при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» время шкалы UTC приводится к московскому времени. Синхронизация часов сервера станции осуществляется с цикличностью один раз в час при расхождении показаний часов сервера станции и УСВ на величину более чем ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с.
В СОЕВ в качестве резервных вариантов предусмотрено формирование шкалы московского времени при помощи сервера времени LANTIME M300/GPS или сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». При использовании сервера времени LANTIME M300/GPS источником значений календарной даты и времени шкалы UTC является система GPS, время на основании шкалы UTC при помощи ПО «АльфаЦЕНТР приводится к московскому времени. NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ» передает информацию о календарной дате и московском времени на основании шкалы UTC (SU). В обоих резервных случаях серверы времени подключаются к серверу станции, шкала времени передается по протоколу NTP. Синхронизация часов сервера станции осуществляется с цикличностью не реже один раз в 1024 с независимо от величины расхождения показаний часов.
На уровне ИВК для формирования шкалы точного времени используется сервер времени ГСВЧ (NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ»), подключенный к серверу АО «Концерн Росэнергоатом». Сравнение показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» с эталонным временем сервера времени ГСВЧ осуществляется один раз в 30 мин, синхронизация происходит при расхождении показаний на величину более чем ±1 с. При этом на уровне ИВК синхронизация времени носит служебный характер и на результаты измерений электроэнергии не влияет. |
| Метрологические и технические характеристики |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | | № ИК | Наимено-вание ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | ТГ 1 | ТШВ24
Кл. т. 0,2
КТТ = 30000/5
Рег. № 6380-77 | ЗНОМ-24-69У1
Кл. т. 0,5
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 8961-82 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | | 2 | ТГ 2 | ТШВ24
Кл. т. 0,2
КТТ = 30000/5
Рег. № 6380-77 | ЗНОМ-24-69У1
Кл. т. 0,5
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 8961-82 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 3 | ТГ 3 | ТШВ24
Кл. т. 0,2
КТТ = 30000/5
Рег. № 6380-77 | GSES 12D
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 48526-11 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 4 | ТГ 4 | GSR
Кл. т. 0,2S
КТТ = 30000/5
Рег. № 25477-08 | TJC 7.0-G
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 49111-12 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | | 5 | ВЛ 330 кВ Калининская
АЭС - ПС 330 кВ Новая 1 | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 362)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НКФ-330
Кл. т. 0,5
КТН = (330000/√3)/(100/√3)
Рег. № 1443-03 | Альфа А1800
(мод. А1802RALX-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 6 | ВЛ 330 кВ Калининская АЭС - ПС 330 кВ Новая 2 | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 362)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НКФ-330
Кл. т. 0,5
КТН = (330000/√3)/(100/√3)
Рег. № 1443-03 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 7 | ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Владимирская | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 800)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НДЕ-750-72 VI
Кл. т. 0,5
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 4965-75 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 8 | ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Опытная | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 800)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НДЕ-750-72 VI
Кл. т. 0,5
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 4965-75 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 9 | ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Грибово | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 800)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | CPB 72-800
(мод. CPB 800)
Кл. т. 0,2
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 47844-11
CPB 72-800
(мод. CPB 800)
Кл. т. 0,2
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 47844-11 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 10 | ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Белозерская | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 800)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НДЕ-750
Кл. т. 0,2
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 25848-03 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | | 11 | ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - ПС Ленинградская | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 800)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 3000/1
Рег. № 25121-07 | НДЕ-750-72 VI
Кл. т. 0,5
КТН = (750000/√3)/(100/√3)
Рег. № 4965-75 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 12 | КЛ 110 кВ ЦОД-1 (ПС Восток) | ТОГФ (П)
(мод. ТОГФ-110)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ
(мод. ЗНОГ-110)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 61431-15 | Альфа А1800
(мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 13 | КЛ 110 кВ ЦОД-2 (ПС Восток) | ТОГФ (П)
(мод. ТОГФ-110)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ
(мод. ЗНОГ-110)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 61431-15 | Альфа А1800
(мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 14 | ВЛ 110 кВ ЦОД-1 (ПС ЦОД) | ТОГФ (П)
(мод. ТОГФ-110)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ
(мод. ЗНОГ-110)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 61431-15 | Альфа А1800
(мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 15 | ВЛ 110 кВ ЦОД-2 (ПС ЦОД) | ТОГФ (П)
(мод. ТОГФ-110)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ
(мод. ЗНОГ-110)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 61431-15 | Альфа А1800
(мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.
2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с участием метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ, внесением изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.
4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ.
5. Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИК
при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | | 1, 2 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±1,1 | ±1,2 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,9 | | 3 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±0,9 | ±1,1 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,7 | | 5-8, 11 | 1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 | | 4, 9, 10-15 | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,4 | ±0,7 | ±0,4 | ±0,7 | | Примечание:
(оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
(Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИИК
при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | | 1, 2 | 0,8 | не норм. | не норм. | ±2,1 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,9 | | 3 | 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,9 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,0 | ±1,7 | | 5-8, 11 | 0,8 | ±2,1 | ±2,6 | ±1,7 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | | 4, 9, 10-15 | 0,8 | ±1,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±2,0 | ±1,0 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,7 | | Примечание:
(оQ - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности;
(Q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Примечание к таблицам 3 и 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования 30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 15 | | Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже | 1 | | Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos φ
- частота, Гц
- магнитная индукция внешнего происхождения
- температура окружающей среды, °С:
- для счетчиков
- для других компонентов | от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
отсутствует
от +21 до +25
от +20 до +25 | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном:
- для ИК №№ 4-15
- для ИК №№ 1-3
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для серверов | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, сут, не более
серверы:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
3
0,99
165974
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 180
10
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с | (5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
|
