Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59198-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| 59198-14: Описание типа СИ | Скачать | 113.9 КБ |
Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (далее по тексту - ИИК) предназначены 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 в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (Госреестр № 53387-13).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59198-14 |
| Наименование | Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция" |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1928 п. 03 от 04.12.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1914/550-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 59198-14: Описание типа СИ | Скачать | 113.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (далее по тексту - ИИК) предназначены 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 в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (Госреестр № 53387-13).
Описание
ИИК состоят из трех уровней:
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 электроустановок (ИВКЭ), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Белоярской атомной станции (далее по тексту - сервер предприятия), устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) 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, передачу на верхний уровень;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - сервер 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 с нижнего уровня, 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.
ИВКЭ (сервер предприятия) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков Сервер предприятия производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в сервер предприятия считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).
Обмен информацией между счетчиками и сервером предприятия осуществляется по линиям связи. 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.
ИВК (сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом») автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание информации с сервера 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.
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, кВ'тч, 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 ИИК обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), ИВКЭ, счетчиков.
Сравнение показаний часов сервера предприятия и УСВ происходит один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСВ и сервера предприятия на величину более чем ± 2 с.
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 сервера предприятия 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»).
Метрологически значимой частью ПК «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll, идентификационные данные которой представлены в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ac_ metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
MD5 |
ПО ИИК АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
Таблица 2
|
яии< |
Наименование ИИК, код точки измерений |
Состав ИИК |
Вид элект-роэнер гии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
19 |
ТГ-7 661010001131001 |
GSR КТ 0,2S 24000/1 Зав. №№ 12027426; 12027428; 12027427 Госреестр № 25477-08 |
TJC 7.0-G КТ 0,5 (24()()()/\/3)/(100А/3) Зав. №№ 1VLT5210019385; 1VLT5210019386; 1VLT5210019387 Г осреестр № 4911112 |
Альфа А1800 (A1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247751 Госреестр № 31857-11 |
Сервер предприятия |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
20 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 1, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная 662030005103101 |
TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 1662/09; 1663/09; 1664/09 Госреестр № 26735-08 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 906; 8790 907; 8790 908 Резервный: Зав. №№ 8812426; 8812427; 8812428 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 (A1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247749 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
21 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1СШ 500 кВ, яч. 7, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть 662030005103102 |
TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 2801/12; 2802/12; 2803/12 Госреестр № 26735-08 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 894; 8790 901; 8790 896 Резервный: Зав. №№ 8812423; 8812425; 8812430 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247756 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
22 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 2 СШ 500 кВ, яч. 5, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол 662030005103201 |
TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 1665/09; 1666/09; 1667/09 Госреестр № 26735-08 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 909; 8790 910; 8790 911 Резервный: Зав. №№ 8790 897; 8790 898; 8790 899 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 (A1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247758 Госреестр № 31857-11 |
Сервер предприятия |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
23 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2 СШ 220 кВ, яч. 5, ВЛ 220 кВ Курчатовская - Окунево 662030005205101 |
TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2550/09; 2571/09; 2551/09 Госреестр № 15651-06 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 925; 8790 933; 8790 923 Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247761 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
24 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2СШ 220 кВ, яч. 6, ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская 662030005205102 |
TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2563/09; 2565/09; 2554/09 Госреестр № 15651-06 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 928; 8790 926; 8790 912 Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247759 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
25 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2 СШ 220 кВ, яч. 8, ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 1 662030005205103 |
TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2555/09; 2567/09; 2568/09 Госреестр № 15651-06 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 915; 8790 929; 8790 932 Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247753 Госреестр № 31857-11 |
Сервер предприятия |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
26 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1,2СШ 220 кВ, яч. 9, ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 2 662030005205104 |
TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2560/09; 2561/09; 2562/09 Госреестр № 15651-06 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 918; 8790 913; 8790 924 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247760 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
27 |
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; яч. 7; ОВ 220 кВ 662030005205901 |
TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2566/09; 2569/09; 2572/09 Госреестр № 15651-06 |
CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306 Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306 |
Альфа А1800 ^1802RALXQV- P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247762 Госреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
|
11(2)%<1изм<15% |
[5%С1из,м<120% |
[20%С[из,м<[|0о% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 - 27 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
± 1,2 |
± 0,8 |
± 0,8 |
± 0,8 |
|
0,9 |
± 1,2 |
± 0,9 |
± 0,8 |
± 0,8 | |
|
0,8 |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,7 |
± 1,5 |
± 1,1 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,6 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 | |
|
0,5 |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
|
19 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
± 0,9 |
|
0,9 |
± 1,3 |
± 1,1 |
± 1,0 |
± 1,0 | |
|
0,8 |
± 1,5 |
± 1,2 |
± 1,1 |
± 1,1 | |
|
0,7 |
± 1,6 |
± 1,3 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
|
0,6 |
± 1,9 |
± 1,5 |
± 1,4 |
± 1,4 | |
|
0,5 |
± 2,2 |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
Таблица 4
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cosф/sinф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении ре- | |||
|
активной электроэнергии и мощности в |
рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||||
|
11(2)%<1изм<15% |
[5%С[из,0<[2о% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 - 27 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
_ |
± 2,3 |
± 2,0 |
± 2,0 |
|
0,8/О,6 |
_ |
± 2,0 |
± 1,7 |
± 1,7 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
|
0,6/О,8 |
_ |
± 1,7 |
± 1,5 |
± 1,5 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
± 1,6 |
± 1,5 |
± 1,5 | |
|
19 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
_ |
± 2,6 |
± 2,3 |
± 2,3 |
|
0,8/0,6 |
_ |
± 2,1 |
± 1,9 |
± 1,9 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
± 1,9 |
± 1,8 |
± 1,8 | |
|
0,6/О,8 |
_ |
± 1,8 |
± 1,7 |
± 1,7 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
± 1,7 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
Ход часов компонентов ИИК 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^Uhom до 1,02 •Uhom;
- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- частота переменного тока 50 Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;
- температура окружающей среды: 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;
- сила переменного тока О.ОМном до 1,2^Ihom, cos9=(0,5-1) инд;
- частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц
- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.
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 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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 ИИК АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
• счетчики Альфа А1800 - не менее 120000 часов, при отключении питания - не менее 5 лет;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств ИИК 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, серверах, 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;
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
• фактов коррекции времени;
• перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• серверах АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях, исполнение счетчика с расширенной памятью) - не менее 1908 суток;
• 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.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность ИИК
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
GSR |
3 |
|
Трансформатор тока |
TG 145-420 |
15 |
|
Трансформатор тока |
TG 550 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
TJC 7.0-G |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 72-800 |
36 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (A1802RALXQV-P4GB-DW-4) |
9 |
|
УСВ |
УСПД RTU 325 |
1 |
|
Сервер предприятия |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
АРМ |
Персональный компьютер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
KVM-переключатель |
ATEN ACS-1208AL |
1 |
|
Конвертер |
TCF-142-S-SC |
2 |
|
Конвертер |
NPort 6650-8 |
1 |
|
Медиаконвертер |
IMC-21-S-SC |
1 |
|
Маршрутизатор |
Cisco 2811-DC |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS XL 3000VA RM |
1 |
|
Блок питания |
SDR-240-24 |
2 |
|
Блок питания |
Mean Well ES18E24-P1J |
1 |
|
Специализированное программное обеспечение |
ПК «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.085-02.1 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
МП 1914/550-2014 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1914/550-2014 «ГСИ. Каналы измерительноинформационные системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Альфа А1800 - 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 № 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: «Каналы информационно-измерительные №№ 19-27 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». Методика измерений. ГДАР.411711.085-02.1/1 МВИ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1402/550-01.00229-2014 от 24.09.2014 г.
Нормативные документы
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.
Смотрите также
