Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская атомная станция"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 73829-19
Производитель / заявитель: ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Скачать

73829-19: Описание типа СИ Скачать 108.8 КБ
73829-19: Методика поверки Скачать 16.7 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 73829-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская атомная станция"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001.07.1
Производитель / Заявитель

АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи и каналообразующей аппаратуре поступает на вход сервера, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов.

Данные об энергопотреблении по корпоративной сети АО «Концерн Росэнергоатом» поступают на сервер, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование, хранение и оформление справочных и отчетных документов. Резервный канал передачи данных организован по каналу GSM-связи.

Передача информации коммерческому оператору (КО) и другим заинтересованным организациям реализована с использованием электронной почты в виде файла формата XML, подписываемого электронной подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), охватывающую уровни ИИК и ИВК. Сервер получает сигналы точного времени от устройства синхронизации системного времени УССВ на основе GPS-приемника GARMIN GPS16x-HVS. Контроль времени осуществляется постоянно, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени сервера и УССВ на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 мин. Синхронизация осуществляется раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера на величину более чем ±2 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

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 «АльфаЦЕНТР».

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

Ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E3736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

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 метрологической значимости ПО и измерительных данных.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав И

К АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

№№

ИК

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

1.

ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 11 РБ

ТПШЛ-10

КТ 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

2.

ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 12РБ

ТПШЛ-10

КТ 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

3.

ПС 353 «Систа». Ввод-1 Т

ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

4.

ПС 353 «Систа». Ввод-2Т

ТВЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

5.

ПС 353 «Систа». ТСН-1Т

ТОП-0,66 КТ 0,5S Ктт = 75/5 Рег. № 15174-06

-

A1805RAL-P4GВ-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

6.

ПС 353 «Систа». ТСН-2Т

ТОП-0,66 КТ 0,5S Ктт = 75/5 Рег. № 15174-06

-

A1805RAL-P4GВ-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

7.

РП-5 «Коваш». НС-13 Ввод №1

ТПОЛ-10

КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

1

2

3

4

5

6

8.

РП-5 «Коваш». НС-13 Ввод №2

ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10-66У3 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69

A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

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 Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф

= 0,5

1 - 4, 8

(ТТ 0,5;

ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,21н1 < I1 < 1н1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,7

3,0

1н1 < ^ < 1,21н1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

5, 6

(ТТ 0,5S; ТН - ; Сч 0,5S)

0,01(0,02)1н1 < I1 <

0,051н1

2,0

2,6

4,7

2,3

2,9

4,9

0,05Iнl < I1 < 0,2I^

1,0

1,6

2,8

1,6

2,0

3,2

0,2Iн1 < I1 < Ie1

0,8

1,1

1,9

1,4

1,7

2,3

^1 < I1 < 1,2Iн1

0,8

1,1

1,9

1,4

1,7

2,3

7

(ТТ 0,5;

ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

1,7

2,8

5,3

1,8

2,8

5,4

0,2Iн1 < I1 < Ie1

0,9

1,4

2,7

1,1

1,6

2,8

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,7

1,0

1,9

0,9

1,2

2,0

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1 - 4, 8

0,051н1 < 11 < 0,21н1

4,4

2,5

4,6

2,8

(ТТ 0,5;

0,21н1 < I1 < 1н1

2,4

1,5

2,8

2,0

ТН 0,5; Сч 0,5)

1н1 < I1 < 1,21н1

1,9

1,2

2,3

1,7

5, 6

0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1

4,7

3,2

5,8

4,1

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,8

1,9

3,4

2,6

(ТТ 0,5S; ТН - ; Сч 1,0)

0,21н1 < ^ < 1н1

1,8

1,4

2,3

1,9

1н1 < I1 < 1,21н1

1,8

1,3

2,2

1,8

7

0,051н1 < ^ < 0,21н1

4,3

2,5

4,5

2,8

(ТТ 0,5;

0,21н1 < ^ < 1н1

2,2

1,4

2,6

1,9

ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1 < I1 < 1,21н1

1,6

1,0

2,1

1,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- сила тока, % от !ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,87

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11

от +21 до +25

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

1

2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 90 до 110

- сила тока, % от !ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды, °С

- для ТТ и ТН:

от -40 до +35

- для счетчиков

от -40 до +65

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности с помощью электронной почты.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    пропадание питания;

-    замена счетчика;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и

напряжения;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

4 шт.

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

4 шт.

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

4 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

1 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

8 шт.

Методика поверки

МП-312235-038-2018

1 экз.

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.085-07.1.ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-038-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 13.11.2018 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;

-    счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

-    прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция

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

Калибраторы многофункциональные ЭЛМЕТРО-Паскаль-ОЗ, Паскаль-03 (далее -калибраторы) предназначены для воспроизведений и измерений силы постоянного тока, измерений напряжения постоянного тока.
Системы мониторинга показателей качества электрической энергии DIRIS Digiware (далее - системы) предназначены для измерений, контроля и анализа показателей качества электрической энергии (ПКЭ) в электрических сетях переменного и постоянного тока.
73827-19
Манометры аппаратов дыхательных воздушных изолирующих
Фирма "MSA Europe GmbH", Швейцария; Производственная площадка: Фирма "MSA Produktion Deutschland GmbH", Германия
Манометры аппаратов дыхательных воздушных изолирующих (далее по тексту -манометры) предназначены для измерений избыточного давления воздуха в аппаратах дыхательных воздушных изолирующих.
Датчики перемещений (деформаций) оптические бесконтактные серии 2663 (далее - датчики) предназначены для измерений продольного и поперечного перемещений (деформации) материалов при проведении испытаний изделий и образцов из этих материалов на прочнос...
73826-19
СГС-902 Сигнализаторы загазованности
АО "Электронстандарт-Прибор", г.С.-Петербург
Сигнализаторы загазованности СГС-902 предназначены для измерений объемной доли и довзрывоопасной концентрации метана, пропана, бутана, ацетилена и ацетона, объемной доли и массовой концентрации оксида углерода, сероводорода, диоксида серы, диоксида а...