Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73829-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
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.
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" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001.07.1 |
Производитель / Заявитель
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 37 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 37 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73829-19: Описание типа СИ | Скачать | 108.8 КБ | |
| 73829-19: Методика поверки МП-312235-038-2018 | Скачать | 16.7 MБ |
Описание типа
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 ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
№№ ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1. |
ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 11РБ |
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-1Т |
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-P4GB-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-P4GB-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 |
Продолжение таблицы 2
|
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 (± д), % |
Г раницы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||
|
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 < I1 < 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 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,0 |
1,6 |
2,8 |
1,6 |
2,0 |
3,2 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |
|
7 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,4 |
2,7 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,2 |
2,0 | |
Продолжение таблицы 3
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Г раницы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||
|
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 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,5 |
4,6 |
2,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,8 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |
|
5, 6 (ТТ 0,5S; ТН - ; Сч 1,0) |
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 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,4 |
2,3 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
2,2 |
1,8 | |
|
7 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,5 |
2,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,4 |
2,6 |
1,9 | |
|
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 Ыном - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11 ГОСТ 26035-83 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- сила тока, % от 1ном |
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
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
