| Номер в госреестре | 67207-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Кольская атомная станция" |
| Изготовитель | АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| 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» «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.
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 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 А1802RAL-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 УССВ-16HVS (основное устройство), NTF-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-^HVS (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, кВт-ч, 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 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;
- 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.
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.
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 - Пе
речень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
Э
К
и
и
г
р
е
н
э
о
р
т
к
е
л
э
д
и
В
ея
ии
нн
ае
вн
ои
нд
ее
2 8 я Н аи р
Нп
К
р
о
та
ма
р
о
ф
с
н
а
р
Т
р
о
та
ма
р
о
ф
с
н
а
р
Т
я
и
н
е
еж
я
р
п
а
н
к
и
ч
т
е
ч
С
я
н
в
о
р
у
В
С
У
Э
К
я
н
в
о
р
у
В
С
У
К
р
е
ме
о
оН
а
к
о
т
1
2
3
3
5
7
8
9
6
10
| ю | £ | о | VO | 00 | Ov | 'VI | ю | - | - | |||
| ГСР-4 | ГСР-3 | ГСР-2 | ГСР-1 | ТГ-8 | ТГ-7 | ТГ-6 | ТГ-5 | ТГ-4 | тг-з | ТГ-2 | ТГ-1 | ю |
| ТВ JIM-10 КТ 0,5 1000/5 | ТВ JIM-10 КТ 0,5 1000/5 | ТПОЛ-Ю КТ 0,5 1000/5 | ТПОЛ-Ю КТ 0,5 1000/5 | ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ20Б-1 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 | ТШЛ-20 КТ 0,2 10000/5 | |
| GSES12D КТ 0,2 6000/л/3/100/л/3 | GSES12D КТ 0,2 6000/л/3/100/л/3 | GSES12D КТ 0,2 6000/л/3/100/л/3 | GSES12D КТ 0,2 6000/л/3/100/л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100/л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100Л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100/л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/V3/100/V3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100/л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100Л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100/л/3 | GSES 24D КТ 0,2 15750/л/3/100Л/3 | |
| 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 | 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 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |
| Сервер станции | Ov | |||||||||||
| 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 ) | ^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 | |||||||||||
я
чз
о
о
и
*
<т>
X
К
<т>
н
РЭ
04
и
к
с
Е
ю
Ю
о
<т>
*1
о
Й
к
о
н
о
со
и
К
о
н
| ^1 | ON | 'Vl | -р*. | ||||||||||
| ВЛ 330 кВ , Л-496 Кольская АЭС - ПС-206 “Княжегубская” №2 | ВЛ 330 кВ ,Л-404 Кольская АЭС - ПС 204 1 “Титан” | ВЛ 330 кВ ,Л-398 Сольская 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 | ю | ||||||||
| TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | TG 145-420 (мод. TG 420) КТ 0,2S 2000/1 | LtJ | ||||||
| СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/З /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/З /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/З /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | U) о S о go Я ни ^ ^ н о ^ о 2 к> О W 00 о £ ° ir G\ о ^ ю | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/л/з /100/л/з | СРВ 72-800 (мод. СРВ 362) КТ 0,2 3 3 0000/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 | о\ | ||||||||||||
| 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» | 00 | ||||||||||||
| GPS-приемник типа 16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный) | VO | ||||||||||||
| Активная Реактивная | о | ||||||||||||
я
43
о
о
и
*
<т>
X
К
<т>
н
РЭ
04
и
к
с
Е
ю
Ю
о
<т>
*1
о
Й
к
о
н
о
со
и
К
о
н
Ю On
5
g <N
л
о
U
е
ы
т
о
т
с
а
В
и
TG 170 КТ 0,2S 600/5
0о £ ^
1-1 ^ о
S - й и t* < О
18
CPB 72-800 (мод. CPB 170) КТ 0,2 150000/V3/100/V3
A1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
7
i/o
О
m 0
и < о к £ §
с
л
л о
«
7
i/o
CPB 72-800 (мод. CPB 170) КТ 0,2 150000/V3/100/V3
. TG 170 КТ 0,2S 600/5
A1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
о
та
о
г
р
е
н
с
о
РМ
н
р
е
ц
н
о
«
о
A
р
е
в
р
е
о
19
Ч
PQ
§
н
в
и
т
и
а
е
р
5
н
в
и
т
и
и
и
ц
н
а
т
с
р
е
в
р
е
О
Л
О
8
CPB 72-800 (мод. CPB 123) КТ 0,2
110000/V3/100/V3
TG
(мод. TG 145N) КТ 0,2S 600/5
A1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
§
и
с
л
л
о
«
8
20
Ч
PQ
CPB 72-800 (мод. CPB 123) КТ 0,2
110000/V3/100/V3
Л
О
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) U^; ток (0,01-1,2) !ном, 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) №ом, 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 S1(2)%P и 51(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 электрической энергии 5, % | ||||
| I1(2)% — 1изм<15% | I 5%—1изм<1 20% | I 20%—IиЗM<Il00% | I100%—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 j | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | ||||
| I1(2)% — Хизм<Х5% | I 5%—1изм<120% | I20%—!изм<!100 | I100%—Гизм—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 j /sin j | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии 5, % | |||
| I1(2)% — 1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | 1100%—Гизм—1120% | ||
| 9-12 (0,5; 0,2; 0,5) | 0,8/0,6 | 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) | 0,8/0,6 | не норм. | ±1,9 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,5/0,87 | не норм. | ±1,5 | ±0,9 | ±0,8 | |
| 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 j /sinj | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| 6х НЧ V S м ni? VI £ нч | I5%I Iизм<I20% | I20%I Iизм<Il00% | Il00%<Iизм<Il20% | ||
| 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.
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 | 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-^HVS | - | 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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-05-7730035496-2017 | 1экз. | |
| Формуляр ФО 4222-05-7730035496-2017 | 1экз. | |
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».
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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская 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 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».
