Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Калининская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65770-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения данных, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65770-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Калининская атомная станция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.093 |
Производитель / Заявитель
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 65770-16: Описание типа СИ | Скачать | 129.9 КБ | |
| 65770-16: Методика поверки МП 4222-01-7730035496-2016 | Скачать | 694.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на сервере станции и сервере АО «Концерн Росэнергоатом». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
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 |
Наименование 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. A1802RAL-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. А1802КАЬ-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. А1802КАЬ-P4G-DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
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. Л1802КЛ1.Х- 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. А1802КАЬ-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/Ъ)/(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. А1802КАЬ-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 |
|
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. A1802RALXQV- 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/Ъ)/(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/V3)/(100/V3) 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/V3)/(100/V3) 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/V3)/(100/V3) 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/V3)/(100/V3) Рег. № 61431-15 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
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. мощности cos ф |
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
51( I1(2)%— |
2)%, изм<15% |
55%, 15%—1изм<120% |
520%, 120%—1изм<1100% |
5100%, 1100%—1изм—1120% | |||||
|
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р | ||
|
1, 2 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±1,1 |
±1,2 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,9 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,5 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,3 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,6 | |
|
3 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±0,9 |
±1,1 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,7 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,3 |
±1,4 |
±0,7 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,9 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,0 |
±2,1 |
±1,1 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
5-8, 11 |
1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,6 | |
|
4, 9, 10-15 |
1,0 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,4 |
±0,7 |
±0,4 |
±0,7 |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,4 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 | |
Примечание:
5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
5р - 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. мощности cos ф |
Границы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
52%, 1?%<1изм<15% |
55%, 15%<1изм<120% |
520%, 120%—1изм<1100% |
5100%, 1100%—1изм—1120% | ||||||
|
5oq |
5q |
5oq |
5q |
5oq |
5q |
5oq |
5q | ||
|
1, 2 |
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±2,1 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,9 |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,6 |
±2,2 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,7 | |
|
3 |
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,9 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,7 |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,5 |
±2,1 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,6 | |
|
5-8, 11 |
0,8 |
±2,1 |
±2,6 |
±1,7 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 |
|
0,5 |
±1,6 |
±2,2 |
±1,4 |
±2,0 |
±1,0 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,7 | |
|
4, 9, 10-15 |
0,8 |
±1,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±2,0 |
±1,0 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,7 |
|
0,5 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,6 | |
|
Примечание: 50q - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности; 5q - 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 ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - 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 ином ток, % от 1ном: - для ИК №№ 4-15 - для ИК №№ 1-3 коэффициент мощности cos ф 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 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
серверы: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165974 |
|
- время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
|
- при отключении питания, лет, не менее сервер: |
10 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШВ24 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
GSR |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
SAS 123/245/362/550/800 (мод. SAS 362) |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
SAS 123/245/362/550/800 (мод. SAS 800) |
15 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ (П) (мод. ТОГФ-110) |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-24-69У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
GSES 12D |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
TJC 7.0-G |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-330 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-750—72 VI |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 72-800 (мод. CPB 800) |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-750 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ (мод. ЗНОГ-110) |
12 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазные многофу нкциональный |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4G-DW-4) |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазные многофу нкциональный |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) |
4 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазные многофу нкциональный |
Альфа А1800 (мод. A1802RALQ-P4GB-DW-4) |
4 шт. |
|
Счетчик электрической энергии трехфазные многофу нкциональный |
Альфа А1800 (мод. A1802RALX-P4G-DW-4) |
1 шт. |
|
Сервер станции |
Cервер совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Cервер совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
Приемник сигналов точного времени |
УССВ-16 HVS |
2 шт. |
|
Сервер времени |
LANTIME M300/GPS |
1 шт. |
|
Прикладное ПО на серверах |
«АльфаЦЕНТР» |
2 компл. |
|
Формуляр |
ФО 4222-01-7730035496-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.085-04-2018 ПФ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 4222-01-7730035496-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-7730035496-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 05.10.2016 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. с дополнением, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документах:
«Методика (метод) измерений электроэнергии и мощности с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция». НВЦП.422200.093.МВИ». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 140/RA.RU 311290/2015/2016 от 29.09.2016.
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция». ИК №№ 12-15. Методика измерений. ГДАР. 411711.085-04-2018 МВИ» Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 201-001/RA.RU.311787/2018 от 20.03.2018.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
Смотрите также
