Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК
| Номер в ГРСИ РФ: | 86707-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "АтомСбыт", г.Воронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 86707-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 003 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Энергетическая компания АтомСбыт" (АО "Атомсбыт"), г. Воронеж
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 86707-22: Описание типа СИ | Скачать | 289 КБ | |
| 86707-22: Методика поверки | Скачать | 12 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Первичные токи и напряжения трансформируются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 13-22, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 23-24, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 1-2 по основному беспроводному каналу GSM связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 3-4 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 5-12 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на сервер БД уровня ИВК.
В сервере БД ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчётных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP, сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер БД ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ и при расхождении ±1 с. и более, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. Сервер АИИС КУЭ периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД и при расхождении ±1 с. и более с УСПД производит синхронизацию шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера БД ИВК. Каскадно включенные УСПД периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени нижестоящего УСПД и при расхождении ±2 с. и более производят синхронизацию шкалы времени нижестоящего УСПД с собственной шкалов времени.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии и УСПД, отражаются в журнале событий УСПД.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД и сервера, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ: 003
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
TH |
Счётчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
РТП-23 6 кВ | ||||||||
|
1 |
РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.1а |
ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 ТВЛМ-10 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
2 |
РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.14 |
ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 110 кВ Жилзона №2 | ||||||||
|
3 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 1 с.ш. яч.1а |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
A2R1-4-AL-C25-T Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27428-04 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DIA 80 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±3,0 |
|
4 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 2 с.ш. яч.8 |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
A2R-4-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 14555-02 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,3 ±5,1 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
7 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.11 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,4 |
|
8 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.21 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.40 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.44 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
и |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.45 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,4 |
|
12 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.49 |
ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. №47959-11 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
ПС 35 кВ Котельные №1 | ||||||||
|
13 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.2 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
14 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.З |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36355-07 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
15 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
16 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
17 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.10 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
18 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.15 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
19 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.17 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
20 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.20 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
21 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.21 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
|
22 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.22 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 35 кВ Профилакторий №4 | ||||||||
|
23 |
ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.1а |
ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Per. №32139-11 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,2 |
|
24 |
ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.2 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,3 ±5,7 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, с |
±5 |
|
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 от 0 до + 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УССВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
24 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Г ц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности - частота, Г ц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +60 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика СЭТ-4ТМ.О2.2 для счетчика A2R1-4-AL-C25-T длясчетчика A2R-4-AL-C25-T+ для счетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 для счетчика ПСЧ-4ТМ.О5М - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000 120000 120000 140000 140000 2 100000 24 74500 2 70000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД RTU-325: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее -при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 45 45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- пропадания и восстановления связи со счётчиком
в журнале событий сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервера.
- пропадания и восстановления связи со счётчиком и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
11 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10с |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10У2 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.О2.2 |
18 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A2R1-4-AL-C25-T |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A2R-4-AL-C25-T+ |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
4 |
|
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер баз данных |
HP DL380 G5 №CZ14050045 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ЭСКВ.466645.003.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
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
