Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Кольская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67207-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская 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 | 67207-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Кольская атомная станция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.097 |
Производитель / Заявитель
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67207-17: Описание типа СИ | Скачать | 144.1 КБ | |
| 67207-17: Методика поверки МП 4222-05-7730035496-2017 | Скачать | 2.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская 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.
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 ХМИ-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) с электронной подписью и внешним организациям в соответствии с согласованным регламентом передачи;
- 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) класса точности (КТ) 0,2S, 0,2, 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации A1802RAL-P4G-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-11), указанные в таблице 2 (20 точек измерения), 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 Кольской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным программным обеспечением программного комплекса (ПК) "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации времени (УСВ) выполненного на базе GPS-приемника типа yCCB-16HVS (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- представляет собой 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 программным обеспечением (ПК) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), выполненного на базе GPS-приемника типа yCCB-16HVS (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 напряже-ния. 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 Кольской атомной станции с использованием интерфейса RS-485 и сетей, поддерживающих технологию Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием сетей 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 (W, кВтч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной 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 календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы.. Система обеспечения единого времени включает в себя GPS-приемник типа yCCB-16HVS, (далее -УСВ), принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS или ГЛОНАСС. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.
Сравнение системного времени сервера станции и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу станции, не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится 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 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ± 2 с.
Сравнение системного времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом», не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ на величину более чем ± 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 час по сигналам от резервного источника синхронизации времени, подключенного к серверу станции, при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ± 1 с;
- 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 час при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ± 1 с.
В качестве резервного источника синхронизации времени сервера 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 час при расхождении показаний часов сервера ИВК и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ± 1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, сервера станции и сервера ИВК.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) 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 ПО - программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО (ПК) «АльфаЦЕНТР».
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПК «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 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала | |||||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВКЭ |
УСВ уровня ИВКЭ |
ИВК |
УСВ уровня ИВК |
Вид электроэнергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
3 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ТГ-1 |
ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
Сервер станции |
GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резерв-ный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «:ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
GPS-приемник типа 16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная Реактивная |
|
2 |
ТГ-2 |
ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
3 |
ТГ-3 |
ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
4 |
ТГ-4 |
ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
5 |
ТГ-5 |
ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
6 |
ТГ-6 |
ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
7 |
ТГ-7 |
ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
8 |
ТГ-8 |
ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 |
GSES 24D КТ 0,2 15750/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
9 |
ГСР-1 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 1000/5 |
GSES12D КТ 0,2 6000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
10 |
ГСР-2 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 1000/5 |
GSES12D КТ 0,2 6000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
11 |
ГСР-3 |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 1000/5 |
GSES12D КТ 0,2 6000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
12 |
ГСР-4 |
ТВЛМ-10 КТ 0,5 1000/5 |
GSES12D КТ 0,2 6000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
ВЛ 330 кВ , Л-496 Кольская АЭС - ПС-206 “Княжегубская” №2
ВЛ 330 кВ ,Л-404 Кольская АЭС - ПС 204 “Титан”
ВЛ 330 кВ ,Л-398 Кольская АЭС - ПС-1 “Мончегорск” №2
ВЛ 330 кВ , Л-397 Кольская АЭС - ПС-11 “Мончегорск” №1
ВЛ 330 кВ, Л-396 Кольская АЭС - ПС-206 “Княжегубская” №1
10
Сервер станции
Продолжение таблицы 2
GPS-приемник типа YCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME ЗОО/GPS (резерв-ный), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»
GPS-приемник типа 16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный)
Активная
Реактивная
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
18 |
ВЛ-150 кВ ОЛ-152 Кольская АЭС - Л-152 |
TG 170 КТ 0,2S 600/5 |
CPB 72-800 (мод. CPB 170) КТ 0,2 150000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 |
Сервер станции |
GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП ВНИИФТРИ»(резервный) |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
GPS-приемник типа 16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) |
Активная, реактивная |
|
19 |
ВЛ-150 кВ ОЛ-157 Кольская АЭС - Л-157 |
. TG 170 КТ 0,2S 600/5 |
CPB 72-800 (мод. CPB 170) КТ 0,2 150000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
20 |
ВЛ-110 кВ ОЛ-148 Кольская АЭС - Л-148 |
TG (мод. TG 145N) КТ 0,2S 600/5 |
CPB 72-800 (мод. CPB 123) КТ 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||||
|
CPB 72-800 (мод. CPB 123) КТ 0,2 110000/^3/100/^3 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (20 ± 5) °С и относительной погрешности в рабочих условиях измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для coso = 1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для coso < 1,0 нормируется от I2%.
Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3,4.
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 cos ф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии 5, % | ||||
|
I1(2)% < 1изм<15% |
I 5%<1изм<1 20% |
I 20%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | |||
|
9-12 (0,5; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
|
1-8 (0,2; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
|
13-20 (0,2S; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
|
Номер измерительного канала |
Коэффициен т мощности cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | ||||
|
I1(2)% < 1изм<15% |
I 5%<1изм<120% |
120%<1изм<1100 |
1100%<1изм<1120% | |||
|
9-12 (0,5; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
|
1-8 (0,2; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
|
13-20 (0,2S; 0,2; 0,2S) |
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 | ||
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 cos ф Zsin9 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии 5, % | |||
|
I1(2)% < 1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
9-12 (0,5; 0,2; 0,5) |
0,8Z0,6 |
не норм. |
±4,3 |
±2,2 |
±1,6 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±2,6 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
1-8 (0,2; 0,2; 0,5) |
0,8Z0,6 |
не норм. |
±1,9 |
±1,1 |
±1,0 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±1,5 |
±0,9 |
±0,8 | |
Продолжение таблицы 4
|
13-20 (0,2S; 0,2; 0,5) |
0,8/0,6 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,5/0,87 |
±1,5 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
Номер измерительного канала |
Коэффициент мощности cos ф /sin9 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)%< 1изм<15% |
I5%< 1изм<120% |
Ьо".. 1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
9-12 (0,5; 0,2; 0,5) |
0,8/0,6 |
не норм. |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±3,0 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
1-8 (0,2; 0,2; 0,5) |
0,8/0,6 |
не норм. |
±2,4 |
±1,8 |
±1,7 |
|
0,5/0,87 |
не норм. |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
13-20 (0,2S; 0,2; 0,5 |
0,8/0,6 |
±2,4 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 |
|
0,5/0,87 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчётчик Альфа А1800
- среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;
Сервер станции и сервер ИВК
- средняя наработка на отказ: 165974 ч;
- среднее время восстановления работоспособности: не более 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- 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;
- организация доступа к информации ИВКЭ, ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию 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 и восстановления 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 или величины коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- серверах (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 180 суток для счетчиков Альфа А1800, при отключении питания информация сохраняется не менее 10 лет;
- ИВКЭ- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет
- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента системы |
Регистрационный номер в Информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока ТШЛ-20, КТ 0,2 |
1837-63 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока ТШЛ20Б-1, КТ 0,2 |
4016-74 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 |
1261-08 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока ТВЛМ-10, КТ 0,5 |
1856-63 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S |
15651-06 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S |
15651-96 |
8 шт. |
|
Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S |
15651-12 |
1 шт. |
|
Трансформатор тока TG 170, КТ 0,2S |
15651-12 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока TG 145N, КТ 0,2S |
30489-09 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения GSES24D, КТ 0,2 |
48526-11 |
24 шт. |
|
Трансформатор напряжения GSES12D, КТ 0,2 |
48526-11 |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения CPB 72-800 (мод. CPB 362), КТ 0,2 |
15853-06 |
24 шт. |
|
Трансформатор напряжения CPB 72-800 (мод. CPB 362), КТ 0,2 |
47844-11 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения CPB 72-800 (мод. CPB 170), КТ 0,2 |
15853-06 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения CPB 72-800 (мод. CPB 123), КТ 0,2 |
15853-06 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4G-DW-4, КТ 0,2S/0,5 |
31857-11 |
20 шт. |
|
Сервер станции совместимый с платформой х86 |
- |
1 шт. |
|
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» совместимый с платформой х86 |
- |
1 шт. |
|
АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП) |
- |
5 шт. |
|
Устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS |
- |
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. |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Наименование документации | ||
|
Методика поверки МП 4222-05-7730035496-2017 |
1экз. | |
|
Формуляр ФО 4222-05-7730035496-2017 |
1экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-05-7730035496-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 08 февраля 2017 г.
Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчики 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 (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Информационном фонде 22129-09);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12).
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция». НВЦП. 422200.097. МВИ». Аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 171/RA.RU 311290/2015/2016 от 17 января 2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»
ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Смотрите также
