Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66242-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская 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 | 66242-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская атомная станция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.094 |
Производитель / Заявитель
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66242-16: Описание типа СИ | Скачать | 138.6 КБ | |
| 66242-16: Методика поверки МП 4222-02-7730035496-2016 | Скачать | 5.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, а также нарастающим итогом на начало расчетного периода, используемое для формирования данных коммерческого учета;
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа и данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений в XML-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) и внешним организациям с электронной подписью;
- обеспечение по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки ИВКЭ, включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Курской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (основное устройство), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервное устройство) и тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ (резервное устройство), 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, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень;
3-й уровень- информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных АО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту-сервер АО «Концерн Росэнергоатом») с установленным серверным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (основное устройство), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ (резервное устройство), 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.
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 трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. После поступления в сервер станции считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память (заносятся в базу данных).
Сервер АО «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 АО «Концерн Росэнергоатом» (заносятся в базу данных).
Обмен информацией счетчиков и сервера станции происходит по проводным и оптическим линиям ЛВС Курской 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 инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ для передачи данных построены:
- от ИИК точек измерения (ТИ) в ИВКЭ предприятия посредством двухпроводной линии («витая пара»), и далее, через преобразователь по оптоволоконным линиям,
- от ИВКЭ предприятия в ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» посредством локальной сети Ethernet,
- от ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» во внешние системы посредством глобальной сети Internet.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе устройств синхронизации системного времени УССВ-2, NTP-сервера точного времени типа LANTIME M300/GPS, тайм-серверов, входящих в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», часы сервера станции, сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и счетчиков. УССВ осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сравнение системного времени сервера станции и УССВ-2 происходит по сигналам УССВ-2, подключенного к серверу станции, не реже одного раза в 60 мин, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера станции и УССВ-2 на величину ±1 с. 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 ±2 с.
Сравнение системного времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УССВ-2 происходит по сигналам УССВ-2, подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом», не реже одного раза в 60 мин, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УССВ-2 на величину ±1 с.
В качестве резервных источников синхронизации времени сервера станции используются: NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в 60 мин по сигналам от резервного источника синхронизации времени, подключенного к серверу станции, при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину ±1 с и тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в 60 мин при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину ±1 с.
В качестве резервного источника синхронизации времени АО «Концерн Росэнергоатом» используются 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. В этом случае коррекция системного времени сервера ИВК производится не реже одного раза в 60 мин при расхождении показаний часов сервера ИВК и резервного источника синхронизации времени на величину ±1 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, сервера станции и сервера ИВК.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в паспорт-формуляр АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
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 с Р 50.2.0772014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
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, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВКЭ |
УССВ уровня ИВКЭ |
ИВК |
УССВ уровня ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ТГ-1 |
ТШЛ20Б-Ш Класс точности (КТ 0,5) 18000/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. №) 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
2 |
ТГ-2 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,5 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
3 |
ТГ-3 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
4 |
ТГ-4 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
5 |
ТГ-5 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
6 |
ТГ-6 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «:ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
7 |
ТГ-7 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
8 |
ТГ-8 |
ТШЛ20Б-Ш КТ 0,2 18000/5 Рег. № 4242-74 |
GSES 24D КТ 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
9 |
ВЛ 750 кВ Курская АЭС -ПС Металлургическая |
SAS 800 КТ 0,2S 3000/1 Рег. № 25121-07 |
TEHMF 765 КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
TEHMF 765 КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | |||||||||
|
VCU (мод. VCU-765) КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 53610-13 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
10 |
ВЛ 750 кВ Курская АЭС -ПС Новобрянская |
SAS 800 КТ 0,2S 3000/1 Рег. № 25121-07 |
DFK (мод. DFK 765) КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 72892-18 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
DFK (мод. DFK 765) КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 72892-18 | |||||||||
|
VCU (мод. VCU-765) КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 53610-13 | |||||||||
|
11 |
ВЛ 750 кВ Курская АЭС -ПС Северо -Украинская |
SAS 800 КТ 0,2S 3000/1 Рег. № 25121-07 |
TEHMF 765 КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
TEHMF 765 КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | |||||||||
|
VCU (мод. VCU-765) КТ 0,2 750000/^3/100/^3 Рег. № 53610-13 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
12 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Южная 1 |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | ||||||||
|
13 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Южная 2 |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
ЕТН-330 УХЛ1 КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 59981-18 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
ТЕМР 362 КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 25474-03 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
14 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Сумы Северная |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
СРВ 72-800 (мод. CPB 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | ||||||||
|
15 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Шостка |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
СРВ 72-800 (мод. CPB 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 15853-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
16 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Железногорск |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | ||||||||
|
17 |
ВЛ 330 кВ Курская АЭС -ПС Курская |
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 |
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/05 Рег. № 31857-11 | |||||
|
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 | |||||||||
|
TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 Рег. № 15651-06 | |||||||||
|
TEMP (мод. ТЕМР 362) КТ 0,2 330000/^3/100/^3 Рег. № 55517-13 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
18 |
1ТР сторона 6 кВ н.А |
ТШЛ-СВЭЛ-10 КТ 0,2S 3000/5 Рег. № 48852-12 |
НОМ-6 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 |
А1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
УССВ-2, рег. № 54074-13 (основной), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
19 |
1ТР сторона 6 кВ н.Б |
ТШЛ-СВЭЛ-10 КТ 0,2S 3000/5 Рег. № 48852-12 |
НОМ-6 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 |
А1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
20 |
1ТР сторона 110 кВ |
TG145-420 (мод. TG145N) КТ 0,2S 800/1 Рег. № 30489-05 |
СРА 72-550 (мод. СРА 123) КТ 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 15852-06 |
А1802RAL-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||||
|
21 |
ВЛ 110 кВ КурскаяАЭС -Льгов с отпайками |
TG145-420 (мод. TG145N) КТ 0,2S 800/1 Рег. № 30489-05 |
СРА 72-550 (мод. СРА 123) КТ 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 15852-06 |
А1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
4 Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии
|
Номер измерительного канала |
Коэффициент мощности coscp |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии 6, % | |||
|
I1(2)% < 1изм < I5% |
15% < 1изм < 120% |
I20% < 1изм < I100% |
I100% < 1изм < I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 |
1,0 |
не норм. |
±1,7 |
±0,9 |
±0,7 |
|
0,8 |
не норм. |
±2,8 |
±1,5 |
±1,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
|
3-8 |
1,0 |
не норм. |
±0,9 |
±0,5 |
±0,4 |
|
0,8 |
не норм. |
±1,3 |
±0,7 |
±0,6 | |
|
0,5 |
не норм. |
±2,0 |
±1,1 |
±0,9 | |
|
9, 11, 14, 15, 20, 21 |
1,0 |
±1,0 |
±0,5 |
±0,4 |
±0,4 |
|
0,8 |
±1,3 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
10,12,13,16,17, 18,19 |
1,0 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
Номер измерительного канала |
Коэффициент мощности coscp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации 6, % | |||
|
I1(2)% < 1изм < I5% |
I5% < 1изм < I20% |
I20% < 1изм < I100% |
I100% < 1изм < 1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 |
1,0 |
не норм. |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,8 |
не норм. |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,5 |
не норм. |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
3-8 |
1,0 |
не норм. |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
|
0,8 |
не норм. |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 | |
|
0,5 |
не норм. |
±2,1 |
±1,3 |
±1,1 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9, 11, 14, 15, 20, 21 |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
10,12,13,16,17, 18,19 |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии
|
Номер измерительного канала |
Коэффициент мощности coscp /БШф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии 6, % | |||
|
I1(2)% < 1изм < I5% |
15% < 1изм < 120% |
I20% < 1изм < I100% |
I100% < 1изм < 1120% | ||
|
1, 2 |
0,8/0,6 |
не норм. |
±4,3 |
±2,2 |
±1,6 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±2,6 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
3-8 |
0,8/0,6 |
не норм. |
±1,9 |
±1,1 |
±1,0 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±1,5 |
±0,9 |
±0,8 | |
|
9, 11, 14, 15, 20, 21 |
0,8/0,6 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,5/0,87 |
±1,5 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
10,12,13,16,17, 18,19 |
0,8/0,6 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,5/0,87 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
Номер измерительного канала |
Коэффициент мощности coscp /БШф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации 6, % | |||
|
I1(2)% < 1изм < I5% |
I5% < 1изм < I20% |
I20% < 1изм < I100% |
I100% < 1изм < 1120% | ||
|
1, 2 |
0,8/0,6 |
не норм. |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±3,0 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
3-8 |
0,8/0,6 |
не норм. |
±2,4 |
±1,8 |
±1,7 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
9, 11, 14, 15, 20, 21 |
0,8/0,6 |
±2,4 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 |
|
0,5/0,87 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
10,12,13,16,17, 18,19 |
0,8/0,6 |
±2,6 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,5/0,87 |
±2,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды, °C |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,8 до 50,2 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom ИК №№ 1-8 ИК №№ 9-21 - частота, Гц - коэффициент мощности, cos ф температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН: ИК №№ 1-8 ИК №№ 9-21 - для электросчетчиков - для УССВ |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 1(2) до 120 от 49,6 до 50,4 От 0,5инд. дО 0,8емк. от +1 до +55 от -45 до +40 от -40 до +65 от -10 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВКЭ, ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
120000 72 35000 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства дляпломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическимипломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролейна счетчиках, серверах;
- организация доступа к информации ИВКЭ, ИВК посредством паролей обеспечиваетидентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания ивосстановления напряжения;
- по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- фактов коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции иливеличины коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- серверах (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ20Б-Ш |
24 шт. |
|
Трансформаторы тока |
SAS 800 |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока |
TG 420 |
36 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-СВЭЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
TG145-420 (мод^145К) |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
GSES 24D |
24 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
TEHMF 765 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
TEMP (мод. ТЕМР 362) |
27 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ТЕМР 362 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЕТН-330 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
VCU (мод. VCU-765) |
9 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
DFK (мод. DFK 765) |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
СРВ 72-800 (мод. CPB 362) |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
4 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
СРА 72-550 (мод. СРА 123) |
3 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4G-DW-4 |
20 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
1 шт. |
|
Сервер станции совместимый с платформой х86 |
- |
1 шт. |
|
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» совместимый сплатформой х86 |
- |
1 шт. |
|
АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП) |
- |
5 шт. |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
2 шт. |
|
Резервное устройство синхронизации времени |
NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS |
1 шт. |
|
Резервное устройство синхронизации времени |
Тайм- серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» |
1 шт. |
|
Формуляр |
ФО 4222-02-7730035496-2016 |
1экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская атомная станция», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
