| Номер в госреестре | 66242-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская атомная станция" |
| Изготовитель | Акционерное общество «Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (АО «Концерн Росэнергоатом»), г. Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 ХМЬ-формате по электронной почте коммерческому опера-тору (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) класса точности (КТ) 0,2S, 0,2, 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802RAL-P4G-DW-4, А1802RAL-P4GB-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 ( ГР № 31857-11) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (21 точка измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
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 программного комплекса (ПК) "АльфаТЦЕНТР", 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 УССВ-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 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 (W, кВт-ч, Q, квар-ч) 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 календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Система обеспечения единого времени включает в себя GPS-приемник типа УССВ-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 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 час при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±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 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.
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 | 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.
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.
| ВЛЗЗОкВ Курская АЭС - ПС Шостка | ВЛ330 кВ Курская АЭС - ПС Сумы Северная | ВЛЗЗОкВ Курская АЭС - ПС Южная 2 | ВЛЗЗОкВ Курская АЭС - ПС Южная 1 | ВЛ 750 кВ Курская АЭС - ПС Северо -Украинская | ю | |||||||
| TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 1500/1 | SAS 800 КТ 0,2S 3000/1 | LtJ | |||
| СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/3/1 оо/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/3/1 оо/л/з | TEMP (мод. TEMP 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/3/1 оо/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/3 /1 оо/л/з | TEMP (мод. TEMP 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з/100/л/з | TEMP (мод. TEMP 362) КТ 0,5 3 3 0000/л/з/1 оо/л/з | TEMP (мод. TEMP 362) КТ 0,2 3 3 0000/V3/100/л/з | TEMP (мод. TEMP 362) КТ 0,5 з з оооо/л/з /1 оо/л/з | VCU (мод. VCU-765) КТ 0,2 750000Л/3/100/л/з | TEHMF 765 КТ 0,2 750000/л/з/100/л/з | TEHMF 765 КТ 0,2 750000/л/з/100/л/з | -Р*. | |
| A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | ||||||||
| Сервер станции | ON | |||||||||||
| GPS-приемник типа 16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME 300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | ^1 | |||||||||||
| Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | 00 | |||||||||||
| GPS-приемник типа 16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | VO | |||||||||||
| Активная, реактивная | о | |||||||||||
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Шом; ток (0,01-1,2) !ном, cos ф=0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) 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) Uном, ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj = 1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosj < 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 j | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии 8, % | |||||
| ^^УсДизм^о/,, | I 5%<1изм<1 20% | I 20%<1изм<1ю0% | Il00%<IиЗM<Il20% | ||||
| 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 | Коэффициен т мощности cos j | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||||
| 11 (2)%<1изм<15% | I 5%<1изм<120% | I20%<IиЗM<Il00 | Il00%<IиЗM<Il20% | ||||
| 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 | |||
| 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 cos j /sin j | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии 5, % | |||
| 1изм<15% | 15%<1изм<120% | I20%—1изм<1100% | 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 cos j /sin j | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)%—1изм<15% | 15%<1изм<120% | I20%—1изм<1100% | 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 | |
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 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.
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
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 | Номер в Гос. реестре средств измерений средств измерений | Количество |
| Трансформатор тока ТШЛ20Б-Ш, КТ 0,5 | 4242-74 | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТШЛ20Б-Ш, КТ 0,2 | 4242-74 | 18 шт. |
| Трансформатор тока SAS-800, КТ 0,2S | 25121-07 | 9 шт. |
| Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S | 15651-06 | 36 шт. |
| Трансформатор тока ТШЛ-СВЭЛ-10, КТ 0,2S | 48852-12 | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТG145-420 ( мод.TG145N), КТ 0,2S | 30489-05 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения GSES 24D, КТ 0,2 | 48526-11 | 24шт. |
| Трансформатор напряжения TEHMF 765, КТ 0,2 | 55517-13 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения TEMP (мод. ТЕМР 362, КТ 0,2 и КТ 0,5 | 55517-13 | 18 шт./12 шт. |
| Трансформатор напряжения VCU (мод. VCU-765), КТ 0,2 | 53610-13 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НДЕ-750-72 У1, КТ 0,5 | 4965-75 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения СРВ 72-800 (мод. CPB 362), КТ 0,2 | 47844-11 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения НОМ-6, КТ 0,5 | 159-49 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения СРА 72-550, (мод. СРА 123) , КТ 0,2 | 15852-06 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4G-DW-4, КТ 0 ,2S/0,5 | 31857-11 | 20 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4GB-DW-4, КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 1 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. | |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-02-7730035496-2016 | 1экз. | |
| Формуляр ФО 4222-02-7730035496-2016 | 1экз. | |
осуществляется по документу МП 4222-02-7730035496-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская атомная станция». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 08 ноября 2016 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 много-функциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2011 г;
-устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS в соответствии с документом «Устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2012 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР № 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314, ГР №22129-09;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 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».
приведены в документе «Методика (метод) измерений электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская атомная станция». НВЦП. 422200.094. МВИ». Аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 150/RA.RU 311290/2015/2016 от 02 ноября 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Курская атомная станция»
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 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
| Зарегистрировано поверок | 13 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 02.11.2025 |
