![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция""){kind=logo}
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"
- ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
-
Скачать
69017-17: Методика поверки МП 201-056-2017Скачать7.3 Мб
69017-17: Описание типа СИСкачать133.8 Кб
- 16.05.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин, один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- 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 защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (далее -ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,2 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1800 класса точности
0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 или ТУ 4228-011-29056091-11 при измерении реактивной электроэнергии, установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), который включает в себя сервер баз данных Ростовской атомной станции (далее -сервер станции), 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 нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер АО «Концерн Росэнергоатом», 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, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов КО и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл мощности по времени, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер станции при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» посредством технологии межсерверного обмена данными, осуществляемой программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», считывает измерительную и служебную информацию из базы данных сервера станции, выполняет дальнейшую обработку и хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.
Обмен информацией между счетчиками и сервером станции происходит по проводным и оптическим линиям локальной вычислительной сети Ростовской 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 переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера станции, счетчиков. УСВ реализовано на базе приемника УССВ-16 HVS, принимающего сигналы точного времени системы GPS и формирующего шкалу точного времени.
Синхронизация часов сервера станции по шкале точного времени осуществляется с цикличностью один раз в час 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 сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В СОЕВ в качестве резервных вариантов предусмотрено формирование шкалы точного времени при помощи сервера времени LANTIME M300/GPS или сервера времени Г осударственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) -NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». При использовании сервера времени LANTIME M300/GPS источником точного времени является система GPS. В обоих резервных случаях серверы времени подключаются к серверу станции, шкала времени передается по протоколу NTP. Синхронизация часов сервера станции осуществляется с цикличностью не реже один раз в 1024 с независимо от величины расхождения показаний часов.
На уровне ИВК для формирования шкалы точного времени используется сервер времени ГСВЧ (NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ»), подключенный к серверу АО «Концерн Росэнергоатом». Сравнение показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» с эталонным временем сервера времени ГСВЧ осуществляется один раз в 30 мин, синхронизация происходит при расхождении показаний на величину более чем ±1 с. При этом на уровне ИВК синхронизация времени носит служебный характер и на результаты измерений электроэнергии не влияет.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на сервере станции и сервере АО «Концерн Росэнергоатом». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±2 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | «Альф аТ ЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4, основные технические характеристики - в таблице 5.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
TI
о
.■I
ю*
w сл
On |> ю сп
н
н
Трансформатор тока
сл
о
сл
о
сл
о
00 ю
О
О Ltl
00 ю
О
О Ltl
00 ю
О
О Ltl
ю
о
о
о
о
5 hH
> ^
К
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
TI
CD
Ч
i?
00
VO
00
I
^1
^1
к я
н
к
н
к
to
LtJ
о
0
1
^1
ю
О
о
о
о
LtJ
BJI 500 кВ Ростовская АЭС Тихорецк № 1
к
TI
CD
ч
i?
00 VO 00
1
^1
^1
| « | и | s ■ | н |
| н к | н | о | К |
| II | JO 'ui | 0 1 ^1 ю | 1 |
*<
ю • о о
Гй
TI
нн
Н
TI
<т>
W
й
н
JO
^ "ю
О
ю>
OJ
I
о
On
| > | ||
| TI -р*. | 00 | > h |
| 8 | о to Р S | СГ е* |
| О | > | |
| М | 00 | |
| о | о | |
| < | ||
В Л 500 кВ Ростовская АЭС Тихорецк № 2
ы ю н
^ О О
ю <=> к>
м 5 сл ■
о
^1
w сл
On |> ю сл
JO
к
ю
и
о
о
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС Невинномысск
ю • о о
!й
TI
НН
-I ^
н
о\ 3> ю сл
«
■н
к
к
«
ю
JO
о
о
№ИК
Наименование
присоединения
Трансформатор
напряжения
Счетчик
Сервер станции
ИВКЭ
о\
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»
ИВК
Продолжение таблицы 2
On
BJI 220 кВ Ростовская АЭС - Городская-2
to
TI н
КН |—I т
М « A d
ф и to О
II • to g
О S н 9 1 й
2 О о н ^ О
& Q ^ * И
о ~ ^
О W
On |> to сл
On i>
to сл
сл
о
сл
о
00 tO О 4^ О Ltl
00 tO О 4^ О Ltl
to
to
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС Буденновск
TI
^ КН
П ?S Н ^ Н
to • о о
Гй
to
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Шахты
TI
ft1 кн
П ?S н ^ н
to • о о
Гй
to
W
W
W
н
к
«
н
к
W
ч
к
«
н
к
«
н
к
TI
<т>
ч
ю*
LtJ
00
о
о
0
1
о
00
TI
<т>
iо* LtJ 00 о о
0
1
о
00
TI
<т>
iо* LtJ 00 о о
0
1
о
00
TI
<т>
ю*
to
On
TI
<т>
ю*
to
On
40 . ^1 I
о
40
TI
<т>
iо* LtJ 00 о о
TI
<т>
ч
ю*
LtJ
00
о
о
to
to
о
о
о
о
к
£
X
кн X
Й ^ н * W д
•н S и
Я Го ^ to to ' о
к
кн X
^ W
X н
X н
щЗ
? о
to С to И о '
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
н
X
н
X
н
к
to
н
к
to
to
о
0
■JO
"to
-JO
"to
\Р
"to
■ О
"to
■ о "to
. о "to
UJ
40 ^ <1 ^
о ^ 40 о о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
00
о
00
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
TI
<т>
ч
ю*
LtJ
00
^1
ч >
^ 00 О о л
Дн ^ О
*о
>
Й
СГ
►&
Р2
>
00
о
о
Сервер станции
ON
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»
| VO | 00 | - | |
| BJI 500 кВ Ростовская АЭС -Ростовская | BJI220 кВРостовская АЭС - Волгодонск № 2 | BJI 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск № 1 | ю |
| SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 | ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 20645-05 | ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = Ю00/1 Рег. № 20645-05 | |
| ТН-1: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/л/3 )/(100/л/3 ) Рег. № 38001-08 ТН-2: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/л/3 )/(100/л/3 ) Рег. № 38001-08 | THBJI: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 | THBJI: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 | |
| Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4G-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | 'Vi |
| Сервер станции | СЛ | ||
| Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | |||
| Активная, реактивная | 00 | ||
Продолжение таблицы 2
| ю | - | о | - |
| ОВ 220 кВ Ростовская АЭС | BJI220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Южная | ю |
| ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 20645-05 | ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 20645-05 | SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 | |
| ТН ОСШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 | THBJI: НДКМ-220 Кл. т.0,2 Ктн = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т.0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 КЛ. Т. 0,2 Кта = (220000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 38000-08 | ТН-1: НДЕ-М-500 Кл. т.0,2 Ктн = (500000/л/3 )/(100/л/3 ) Рег. №26197-09 ТН-2: НДЕ-М-500 Кл. т.0,2 Ктн = (500000/л/3 )/(100/л/3 ) Рег. №26197-09 | |
| Альфа А1800 (мод. A1802RALQ-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) Кл. t.0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | Альфа А1800 (мод. A1802RALXQ-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 | 'Vi |
| Сервер станции | СЛ | ||
| Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | |||
| Активная, реактивная | 00 | ||
Продолжение таблицы 2
td
о
CD
l—I О
й
к
о
н
о
со
и
К
о
н
td
о
CD
l—I О
й
к
о
н
о
со
и
К
о
н
-J
Продолжение таблицы 2
On
Г-4
Г-3
Г-2
Г-1
ю
Tf
о
.►i
ю*
| о ч | W н | W |
| ю* | II | Й |
| Ю | LtJ | н |
| К) о | о | |
| ^1 | о | К) |
| ^1 | о | СЛ |
| О |
О
СП
LtJ
Ю
О
о
о
и
О
СП
ю -р*.
0 Ltl ^1
1
«
н
к
►тЗ II о /->
"Ч ю
^ ° О О ^ о * &
5. Н и
00 > • “-^ wO w
ю ° On ы
1 |
^ О
О
W
н
к
►тЗ II
0 г->
"Ч ю
^ ° fc? io* о . w 5 н О
ьЗ~о И
'О V_-"
Ltl "
1 ' .
IZl о о
W
н
к
►тЗ II о /->
"Ч ю
4^ Jd Н
i?g* Й £ S н s
О р
W
н к
►тЗ II о г->
"Ч ю
^ ° Q
Г? О д оо
OJ
"ю
ю о
ЬО О
о
о
> >тЗ ^ _£ 00
S /-
Ю М £
!о
W <
>
W
Й
«
Й
W
и
«
Й
>
Й
СГ
-►&
РЭ
>
оо
о
о
>
и
СГ
-►&
РЭ
>
оо
о
о
>
и
СГ
►&
РЭ
>
оо
о
о
>
и
СГ
►&
Р2
>
00
о
о
>
00 ^ ° S й О ?0
_£ 00
S ь->
® £ 2
3£§
1й
^ <
LtJ
^ ьтЗ 00 П> "Ч
л! ^
1—1 ю*
LtJ
^ Ьт3 00 П> "Ч
л! ^
1—1 ю*
S
TI
о
ч
ю*
TI
<т>
i?
00
^1
I
о
о\
оо
■
о
On
О
К)
сл
о К) сл
Ю
о
п>
4 о
й
5 о н о со
о\
и
S
о
н
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»
> >тЗ ^ _£ 00
S /-
Ю М £
!о
W <
Сервер станции
| Номер ИК | Коэф. мощности cos j | Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
| <N НЧ | изм<I5% | 55%, 15%<1изм<120% | 520%, 120%<1изм<1100% | 5100%, 1100%<1изм<1120% | |||||
| 5оР | 5р | 5оР | 5р | 5оР | 5р | 5оР | 5р | ||
| 1, 2, 4, 5, 712, 15, 16 | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,2 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,3 | ±1,5 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,8 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,2 | |
| 3 | 1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,2 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,8 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,5 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,9 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,6 | |
| 6, 13, 14 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±0,9 | ±1,1 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 |
| 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,1 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,9 | ±0,5 | ±0,8 | |
| 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,2 | ±1,4 | ±0,7 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,9 | |
| 0,7 | не норм. | не норм. | ±1,4 | ±1,6 | ±0,8 | ±1,1 | ±0,7 | ±0,9 | |
| 0,5 | не норм. | не норм. | ±2,0 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,2 | |
| Примечание: 5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности; 5Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности_
| Номер ИК | Коэф. мощности cos j | Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
| I2%—1изм<15% | 55%, I5%—Iизм<I20o/o | 520%, I20%—Iизм<I100% | 5100%, I100%—!-изм—1120% | ||||||
| 5оо | 5q | 5оQ | 5q | 5оQ | 5q | 5оQ | 5q | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 4, 5, 7-11, 15, 16 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,7 | ±2,3 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 |
| 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,4 | ±2,0 | ±1,0 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | не норм. | не норм. | ±1,2 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,6 | ±0,9 | ±1,6 | |
| 0,5 | не норм. | не норм. | ±0,9 | ±1,6 | ±0,8 | ±1,5 | ±0,8 | ±1,5 | |
| 3 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,1 | ±2,6 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±2,3 |
| 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,6 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | |
| 0,7 | не норм. | не норм. | ±1,4 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 0,5 | не норм. | не норм. | ±1,1 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,6 | ±1,0 | ±1,6 | |
| 6 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,5 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±2,0 |
| 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,9 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | не норм. | не норм. | ±1,6 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,7 | ±0,9 | ±1,6 | |
| 0,5 | не норм. | не норм. | ±1,3 | ±1,8 | ±0,9 | ±1,5 | ±0,8 | ±0,5 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 0,9 | ±2,7 | ±3,6 | ±1,6 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,4 | |
| 2, 12 | 0,8 | ±2,0 | ±2,8 | ±1,3 | ±1,7 | ±0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,2 |
| 0,7 | ±1,7 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,6 | ±0,8 | ±1,1 | ±0,8 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,4 | ±0,7 | ±1,1 | ±0,7 | ±1,0 | |
| 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,5 | ±2,8 | ±1,4 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,4 | |
| 13, 14 | 0,8 | не норм. | не норм. | ±1,8 | ±2,2 | ±1,1 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,2 |
| 0,7 | не норм. | не норм. | ±1,6 | ±1,9 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±1,1 | |
| 0,5 | не норм. | не норм. | ±1,3 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,1 | ±0,7 | ±1,0 | |
| Примечание | |||||||||
| 50q - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной | |||||||||
| электроэнергии и средней мощности; | |||||||||
| 5q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной | |||||||||
| электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||||||
Примечания к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (30 мин).
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 16 |
| Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже | 1 |
| Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - магнитная индукция внешнего происхождения - температура окружающей среды, °С: - для счетчиков - для других компонентов | от 98 до 102 от 100 до 120 от 0,8 до 1 50 отсутствует +23 от +20 до +25 |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение, % от ином ток, % от !ном: - для ИК №№ 1-5, 7-12, 15, 16 - для для ИК №№ 6, 13, 14 коэффициент мощности cos ф частота, Гц температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для серверов магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1 от 49,8 до 50,2 от -40 до +70 от +8 до +38 от +10 до +35 0,5 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: | |
| счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| серверы: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 172 |
| - при отключении питания, лет, не менее | |
| сервер: | 30 |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Погрешность СОЕВ не превышает, с | ±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- 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, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Предусмотрена возможность коррекции времени в счетчиках и серверах ИВКЭ и ИВК (функция автоматизирована)
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | GSR | 6 шт. |
| Трансформатор тока | SAS 123/245/362/550/800 (мод. SAS 550) | 21 шт. |
| Трансформатор тока | ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) | 15 шт. |
| Трансформатор тока | ТШВ24 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | GSE 30 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | TJC 7.0-G | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | UGE | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДЕ-500-72У1 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДЕ-М-500 | 24 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-220 | 21 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-500 | 12 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G-DW-4) | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4) | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RALXQ-P4 GB -DW-4) | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV-P4GB -DW-4) | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV-P4GB -DW-4) | 2 шт. |
| Сервер станции | Cервер, совместимый с платформой х86 | 1 шт. |
| Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Cервер, совместимый с платформой х86 | 1 шт. |
| Приемник сигналов точного времени | УССВ-16 HVS | 2 шт. |
| Сервер времени | LANTIME M300/GPS | 1 шт. |
| Прикладное ПО на серверах | «Альф аЦЕНТР» | 2 компл. |
| Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.085-03.3 ПФ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 201-056-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-056-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «04» сентября 2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. с дополнением, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска или наклейки со штрих кодом.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика измерений. ГДАР.411711.085-03.3 МВИ» Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 201-008/RA.RU.311787/2017 от 04.09.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения