Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60081-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| 60081-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.1 КБ |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60081-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03.02 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 60081-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.1 КБ |
Описание типа
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, кВтч. 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПК «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
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
|
1 |
Диспетчерское наименование точки измерений, код точки измерений |
Состав И |
ИК |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 1, 2 СШ 500 кВ, яч.2, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск 613030001103101 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 079 717; 079 718; 079 733 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-М-500 КТ 0,2 (500000/^3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 1516701; 1516684; 1516688 Резервные: Зав. № 1516687; 1516698; 1516696 Г осреестр № 26197-09 |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091725 Г осреестр № 16666-97 |
Сервер станции |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
2 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 3, 4 СШ 500 кВ, яч. 19, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 613030001103102 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 106 084; 106 098; 106 093 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-М-500 КТ 0,2 (500000/^3)/ (100/^3) Основные: Зав. № 1516695; 1516690; 1516694 Резервные: Зав. № 1516700; 1516686; 1516689 Г осреестр № 26197-09 |
Альфа А1800 (А1802RALXQ-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01263582 Г осреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
3 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 3, 4 СШ 500 кВ, яч. 20, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск 613030001103103 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 106 100; 106 083; 106 099 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-М-500 КТ 0,2 (500000/^3)/ (100/^3) Основные: Зав. № 1516699; 1516685; 1516692 Резервные: Зав. № 1516691; 1516693; 1516697 Г осреестр № 26197-09 |
Альфа А1800 ^1802RALXQ-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01263583 Г осреестр № 31857-11 |
Сервер станции |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
4 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 3,4 СШ 500 кВ, яч. 10, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк 613030001103104 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 079 714; 079 712; 079 724 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-500-72У1 КТ 0,5 (500000/V3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 1358271; 1358267; 1349397 Резервные: Зав. № 1349396; 1353816;1202748 Г осреестр № 5898-77 |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01122071 Г осреестр № 16666-97 |
Активная Реактивная | ||
|
5 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 3,4 СШ 500 кВ, яч. 14, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты 613030001103105 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 079 725; 079 726; 079 705 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-500-72У1 КТ 0,5 (500000/V3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 1339837; 1485925; 1485927 Резервные: Зав. № 1486256; 1486257; 1485926 Г осреестр № 5898-77 |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091724 Г осреестр № 16666-97 |
Активная Реактивная | ||
|
6 |
Ростовская АЭС; ОРУ 500 кВ; 1,2 СШ 500 кВ, яч. 6, ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк 2 613030001103106 |
SAS 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 079 713; 079 715; 079 723 Г осреестр № 25121-07 |
НДЕ-М-500 КТ 0,2 (500000/V3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 1512758; 1512760; 1512759 Резервные: Зав. № 1512762; 1512763; 1512761 Г осреестр № 26197-09 |
Альфа А1800 (А1802RALXQV-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01199768 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
7 |
Ростовская АЭС; ОРУ 220 кВ; 1, 2 СШ 220 кВ, яч. 3, ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск №1 613030001105201 |
ТГФ 220-II* КТ 0,2S 1000/1 Зав. № 382; 383; 385 Г осреестр № 20645-05 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/^3)/ (100/^3) Основные: Зав. № 35; 38; 33 Резервные: Зав. № 26; 24; 25 Зав. № 21; 22; 23 Г осреестр № 38000-08 |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091729 Г осреестр № 16666-97 |
Сервер станции |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
8 |
Ростовская АЭС; ОРУ 220 кВ; 2 СШ 220 кВ, яч. 1, ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Г ородская-2 613030001205102 |
ТГФ 220-II* КТ 0,2S 1000/1 Зав. № 22; 66; 15 Г осреестр № 20645-05 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 42; 40; 43 Резервные: Зав. № 26; 24; 25 Зав. № 21; 22; 23 Г осреестр № 38000-08 |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091738 Г осреестр № 16666-97 |
Активная Реактивная | ||
|
9 |
Ростовская АЭС; ОРУ 220 кВ; яч. 4, ОВ 220 кВ 613030001205901 |
ТГФ 220-II* КТ 0,2S 1000/1 Зав. № 386; 381; 390 Г осреестр № 20645-05 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/ (100/V3) Основные: Зав. № 37; 31; 36 Резервные: Зав. № 26; 24; 25 Зав. № 21; 22; 23 Г осреестр № 38000-08 |
Альфа А1800 (А1802RALQ-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01181691 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная | ||
|
10 |
Г-1 611010001331001 |
ТШВ24 КТ 0,2 30000/5 Зав. № 6; 8; 15 Г осреестр № 6380-77 |
GSE 30 КТ 0,2 (24000/\3)/ (100/V3) Зав. № 30909118; 30909108; 30909119 Г осреестр № 48526-11 |
Альфа А1800 (А1802RAL-Р4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01196015 Г осреестр № 31857-06 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
11 |
Г-2 611010001331002 |
ТШВ24 КТ 0,2 30000/5 Зав. № 33; 26; 19 Г осреестр № 6380-77 |
TJC7 КТ 0,2 (24000/\3)/ (100/^3) Зав. № 1VLT5210024155; 1VLT5210024156; 1VLT5210024157 Г осреестр № 25430-08 |
Альфа А1800 (А1802RALXQV-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01190779 Г осреестр № 31857-06 |
Сервер станции |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная Реактивная |
|
12 |
Г-3 611010001331003 |
GSR КТ 0,2S 32000/5 Зав. № 11-007489; 11-007506; 11-007493 Г осреестр № 25477-08 |
UGE КТ 0,2 (24000/\3)/ (100/V3) Зав. № 13000099; 13000102; 13000109 Г осреестр № 25475-11 |
Альфа А1800 (А1802RALXQV-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01245588 Г осреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
13 |
Ростовская АЭС; ОРУ 220кВ; 1,2 СШ 220кВ, яч.7, ВЛ 220кВ Ростовская АЭС -Котельниково 613030001205103 |
ТГФ-220 II* КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 368; 365; 375 Г осреестр № 20645-05 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/ (100/V3) Зав.№ Основные 30; 29; 41 Резервные 26; 24; 25 Резервные 21; 22; 23 Г осреестр № 38000-08 |
Альфа А1800 (A1802RALXQV-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01249266 Г осреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная | ||
|
14 |
Ростовская АЭС; ОРУ 220кВ; 1,2 СШ 220кВ, яч.5, ВЛ 220кВ Ростовская АЭС -Волгодонск № 2 613030001205104 |
ТГФ-220 II* КТ 0,2S 2000/1 Зав. № 380; 388; 389 Г осреестр № 20645-05 |
НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/ (100/V3) Зав.№ Основные 32; 34; 39 Резервные 26; 24; 25 Резервные 21; 22; 23 Г осреестр № 38000-08 |
Альфа А1800 (A1802RALXQV-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01249260 Г осреестр № 31857-11 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении активной
электроэнергии
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
11(2)%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 - 3, 6 - 9, 12 - 14 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
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 | |
|
4, 5 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S |
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 | |
|
10, 11 ТТ - 0,2; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
_ |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
_ |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 | |
|
0,8 |
_ |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 | |
|
0,7 |
_ |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 | |
|
0,6 |
_ |
±1,8 |
±1,2 |
±1,0 | |
|
0,5 |
_ |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении реактивной
электроэнергии___________________________________________________________________________
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cosф/sinф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
11(2)%<1изм<15% |
I5",, I и:м' 120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1, 6 - 9 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,8/0,6 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7/0,71 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,6/0,8 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5/0,87 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 | |
|
2, 3, 12 - 14 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
_ |
±2,3 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,8/0,6 |
_ |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,6/0,8 |
_ |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
4, 5 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
±3,8 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8/0,6 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7/0,71 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,6/0,8 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5/0,87 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
10, 11 ТТ - 0,2; ТН - 0,2 Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
_ |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 |
|
0,8/0,6 |
_ |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,7/0,71 |
_ |
±1,9 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,6/0,8 |
_ |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,5/0,87 |
_ |
±1,7 |
±1,1 |
±1,0 | |
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^Uhom до 1,02 •Uhom;
- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=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^Uhom до 1,1 •Uhom;
- сила переменного тока 0,0Ь1ном до 1,2^1ном.
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 по ГОСТ 30206-94, ИИК № 2, 3, 6, 9 - 14 по ГОСТ Р 52323-2005, счетчики в режиме измерения реактивной электроэнергии: ИИК № 1, 4-11 по ГОСТ 26035-83, ИИК № 2, 3, 12 - 14 ГОСТ Р 52425-2005.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками таким же, как 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
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
GSR |
3 |
|
Трансформатор тока |
SAS 550 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТГФ 220-II* |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТШВ24 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
GSE 30 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
TJC7 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
UGE |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-500-72У1 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-М—500 |
24 |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-220 |
21 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (A1802RALQ-P4GB-DW-4) |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (A1802RALXQ-P4GB-DW-4) |
2 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (A1802RAL-P4GB-DW-4) |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (A1802RALXQV-P4GB-DW-4) |
5 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА (EA02RAL-B-4) |
5 |
|
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер станции |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
KVM- переключатель |
ATEN ACS-1208AL |
1 |
|
Конвертер |
Nport 6650-16 |
3 |
|
Коммутатор |
Cisco WS-C2960G-24TC-L |
3 |
|
Коммутатор |
Cisco 2960G-24 |
1 |
|
Коммутатор |
Cisco 2960G-24TC-L |
2 |
|
Коммутатор |
Cisco 3750 |
2 |
|
Преобразователь интерфейса |
ICF-1150I-M-ST |
3 |
|
Преобразователь интерфейса |
ICF-1150I-S-ST |
2 |
|
Преобразователь интерфейса |
Моха TCF-142-M-ST |
1 |
|
Преобразователь интерфейса |
TCC-100 |
2 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000RM/2U |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
KIN-1000-AP-RM |
2 |
|
Прикладное ПО на серверах |
ПК «АльфаЦЕНТР» |
2 |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.085-03.2 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
МП 2096/550-2015 |
1 |
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.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 № 1917/550-01.00229-2016 от 26.02.2016 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.
Смотрите также
