| Номер в госреестре | 80270-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Кольская атомная станция" |
| Изготовитель | Акционерное общество "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (АО "Концерн Росэнергоатом), г. Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| 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 измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Кольской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УССВ -2 и дополнительное УССВ приёмника УССВ-16НУБ, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора, обработки и хранения данных АО «Концерн Росэнергоатом» (далее - сервер АО «Концерн Росэнергоатом») с установленным серверным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УССВ-2 и дополнительное УССВ приёмника УССВ-16НУБ АРМ, технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
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 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 ТТ и ТН. После поступления в сервер станции считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергозависимую память.
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 энергозависимую память сервера АО «Концерн Росэнергоатом».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УССВ-2. В качестве дополнительного УССВ используется приёмник УССВ-16HVS. УССВ-2 осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Синхронизация системного времени сервера станции и УССВ происходит по сигналам УССВ, подключенного к серверу станции, не реже 1 раза в 60 минут, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера станции и УССВ на величину более чем ±1 с. Синхронизация показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с.
Синхронизация системного времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УССВ происходит по сигналам УССВ, подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом», не реже 1 раза в 60 минут, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УССВ на величину более чем ±1 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll | 3E736B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ_
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТГ-1 | BDG 072A1 Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 рег. № 48214-11 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | A1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | УССВ-2 рег. № 54074-13/ УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 2 | ТГ-2 | BDG 072A1 Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 рег. № 48214-11 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | A1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 3 | ТГ-3 | ТШЛ20Б-1 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 4016-74 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | A1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 4 | ТГ-4 | ТШЛ20Б-1 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 4016-74 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | A1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 5 | ТГ-5 | ТШЛ 20 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 1837-63 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | A1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ТГ-6 | ТШЛ 20 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 1837-63 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | УССВ-2 рег. № 54074-13/ УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 7 | ТГ-7 | ТШЛ20Б-1 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 4016-74 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 8 | ТГ-8 | ТШЛ20Б-1 Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 рег. № 4016-74 | GSES 24D Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 9 | ГСР-1 | ТПОЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 | GSES 12D Кт = 0,2 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 10 | ГСР-2 | ТПОЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 | GSES 12D Кт = 0,2 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 11 | ГСР-3 | ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1856-63 | GSES 12D Кт = 0,2 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 12 | ГСР-4 | ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1856-63 | GSES 12D Кт = 0,2 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 48526-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ВЛ 330 кВ Л-396 КАЭС -ПС-206 «Княжегубс кая» №1 | TG 420 Кт = 0,2 S Ктт = 2000/1 рег. № 15651-06 | CPB 362 Кт = 0,2 Ктн = 330000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | УССВ-2 рег. № 54074-13/ УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 14 | ВЛ 330 кВ Л-397 КАЭС -ПС-11 «Мончегорс к» №1 | TG 420 Кт = 0,2 S Ктт = 2000/1 рег. № 15651-06 | CPB 362 Кт = 0,2 Ктн = 330000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 15 | ВЛ 330 кВ Л-398 КАЭС -ПС-11 «Мончегорс к» №2 | TG 420 Кт = 0,2 S Ктт = 2000/1 ф. А рег. № 15651-06 ф. В рег. № 15651-12 ф. С рег. № 15651-06 | CPB 362 Кт = 0,2 Ктн = 330000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 16 | ВЛ 330 кВ Л-404 КАЭС- ПС 204 «Титан» | TG 420 Кт = 0,2 S Ктт = 2000/1 рег. № 15651-06 | CPB 362 Кт = 0,2 Ктн = 330000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 рег. № 47844-11 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17 | ВЛ 330 кВ Л-496 КАЭС -ПС-206 «Княжегубс кая» №2 | TG 420 Кт = 0,2 S Ктт = 2000/1 рег. № 15651-06 | CPB 362 Кт = 0,2 Ктн = 330000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | УССВ-2 рег. № 54074-13/ УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 18 | ВЛ-150 кВ ОЛ-152 | TG 170 Кт = 0,2 S Ктт = 600/5 рег. № 15651-12 | CPB 170 Кт = 0,2 Ктн = 150000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 19 | ВЛ-150 кВ ОЛ-157 | TG 170 Кт = 0,2 S Ктт = 600/5 рег. № 15651-12 | CPB 170 Кт = 0,2 Ктн = 150000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 20 | ВЛ-110 кВ Л-148 | TG145N Кт = 0,2 S Ктт = 600/5 рег. № 30489-09 | CPB 123 Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 рег. № 15853-06 | А1802RAL-P4G- DW-4 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| Активная | 0,5 | 2,0 | |
| 1, 2, 13 - 20 | |||
| Реактивная | 1,1 | 2,0 | |
| Активная | 0,5 | 2,2 | |
| 3 - 8 | |||
| Реактивная | 1,1 | 1,9 | |
| Активная | 0,9 | 5,4 | |
| 9 - 12 | |||
| Реактивная | 2,0 | 2,8 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии | |||
| (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. | |||
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном соБф = 0,5инд и | |||
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,87 |
| - температура окружающей среды ,°C | от +21 до +25 |
| 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 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +35 |
| - для счетчиков | от - 40 до +65 |
| - для УССВ | от - 10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| Устройство синхронизации времени УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: | 45 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее ИВК: | 45 |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВКЭ;
- сервера ИВК.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера ИВК;
- сервера ИВКЭ.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервера ИВКЭ (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | BDG 072A1 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 | 12 шт. |
| Трансформаторы тока | ТШЛ 20 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | TG 420 | 21 шт. |
| Трансформаторы тока | TG 170 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | TG145N | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | GSES 24D | 24 шт. |
| Трансформаторы напряжения | GSES 12D | 12 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 362 | 30 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 170 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 123 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Альфа А1800 | 20 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-114-2020 | 1 экз. |
| Формуляр | 4222-77300496.01-2020.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-114-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 20.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с 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, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3196- 2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- средства измерений по МИ 3195- 2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- средства измерений по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- электросчетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- устройства синхронизации времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест -Москва» 17.05.2013 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.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 03.11.2025 |
