Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Калининская атомная станция". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Калининская атомная станция"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 85 от 14.02.12 п.22
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 45494
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 8.596-2002, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2011-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля выработанной и потребляемой электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии (далее по тексту - ОРЭМ) в филиале ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее по тексту - ИАСУ КУ) ОАО «АТС», в региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС», смежным субъектам ОРЭМ в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (номер Госреестра 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

1-ый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД) RTU 325 (номер Гос-реестра 19495-03), сервер сбора, обработки и хранения данных Калининской атомной станции (далее по тексту - сервер предприятия), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места операторов, 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, ее обработку и хранение;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»), автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), 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, ее обработку и хранение.

В качестве сервера предприятия используется промышленный компьютер HP Proliant DL380 G5 (зав. номер CZC9091CWS), сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» -промышленный компьютер IBM xSeries 345 8670-M1X (зав. номер KDXWN7W). На серверах и АРМ установлено программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «Аль-фаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) 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 организации-участники ОРЭМ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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 (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

УСПД автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 30 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков. Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.

Сервер предприятия автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) по цифровым каналам связи производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий, которые обрабатываются и записывается в энергонезависимую память сервера предприятия. Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание информации с сервера предприятия и осуществляет ее дальнейшую обработку, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Посредством АРМ операторов ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется обработка и передача информации по электронной почте в ИАСУ КУ КО; в автоматическом режиме с сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется передача информации в региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая автоматически поддерживает единое календарное время. В СОЕВ входят таймеры счетчиков, сервера предприятия и УССВ. УССВ реализовано на базе GPS-приемника модели GPS 35 HVS производства компании «Garmin», выдающего импульсы временной синхронизации и точное время. Контроль времени сервера предприятия осуществляется посредством УССВ, коррекция времени сервера предприятия осуществляется автоматически при расхождении времени сервера с точным временем на величину более ± 2 с. Контроль времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи с сервером предприятия; коррекция времени УСПД осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования со временем сервера более чем на 2 с. Контроль времени в счетчиках происходит при каждом сеансе связи с УСПД; коррекция времени счетчика осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования со временем УСПД более чем на 2 с. Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения АИИС КУЭ (далее по тексту - ПО) входит встроенное ПО счетчиков и ПО ИВКЭ и ИВК. Программные средства ИВКЭ и ИВК содержат встроенное ПО УСПД (на уровне ИВКЭ), ПО СОЕВ, базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных, и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР».

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО на сервере филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция» АльфаЦЕНТР SE

АльфаЦЕНТР Клиент Ifrun60.exe

11.07.01

3929232592

CRC32

АльфаЦЕНТР Коммуникатор Trtu.exe

3.29Л

1043246449

CRC32

АльфаЦЕНТР Утилиты ACUtils.exe

2.5.11.144

2061470709

CRC32

ПО на АРМ филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция»

АльфаЦЕНТР Клиент Ifrun60.exe

11.07.01

3929232592

CRC32

ПО на сервере ОАО «Концерн Росэнергоатом» АльфаЦЕНТР SE

АльфаЦЕНТР Клиент Ifrun60.exe

11.07.01

3929232592

CRC32

АльфаЦЕНТР Коммуникатор Trtu.exe

3.29.2

3091084280

CRC32

АльфаЦЕНТР Диспетчер Заданий

ACT askManager. exe

2.11.1

1675253772

CRC32

АльфаЦЕНТР Утилиты ACUtils.exe

2.5.12.148

2061740709

CRC32

ПО АИИС КУЭ не влияет на ее метрологические характеристики. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3, Таблице 4.

Таблица 2

№ ИК

Наименование ИИК (диспетчерского присоединения), код точки измерения

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД

Вид элек-троэнер

1

2

3

4

5

6

гии 7

1.

ВЛ 750 кВ КлнАЭС-ПС Ленинградская 750 кВ 693020001102101

SAS 800/1G КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 07/075476, 07/075491, 07/075465 Госреестр № 25121-07

НДЕ-750-72 У1 КТ 0,5 (750000/\3)/( 100/\3) Зав. №№ 1275365, 1165692,1202741 Госреестр № 4965-75

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118149 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

2.

ВЛ 750 кВ КлнАЭС-ПС Опытная 750 кВ 693020001102102

SAS 800/1G КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 07/075453, 07/075454, 07/075489 Госреестр № 25121-07

НДЕ-750-72 У1 КТ 0,5 (750000/\3)/( 100/\3) Зав. №№ 1173588, 1184660,1162845 Госреестр № 4965-75

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118135 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

3.

ВЛ 750 кВ КлнАЭС-ПС Владимирская 750 кВ 693020001102103

SAS 800/1G КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 07/075455, 07/075457, 07/075449 Госреестр № 25121-07

НДЕ-750-72 У1 КТ 0,5 (750000/\3)/(100/\3) Зав. №№ 1429432, 1400845, 1278631 Госреестр № 4965-75

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118134 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

4.

ВЛ 750 кВ КлнАЭС-ПС Белозерская 750 кВ 693020001102104

SAS 800/1G КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 07/075487, 07/075486, 07/075485 Госреестр № 25121-07

НДЕ-750 КТ 0,2 (750000/\3)/(100/\3) Зав. №№ 791918/2003, 791924/2003, 791922/2003 Госреестр № 25848-03

ЕвроАЛЬФА EA02RAL-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01044457 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

5.

ВЛ 750 кВ КлнАЭС-ПС Грибово 750 кВ 693020001102105

SAS 800/1G

КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 09/090323, 09/090320, 09/090322 Госреестр № 25121-07

CPB 800 КТ 0,2 (750000/\3)/( 100/\3) Зав. №№ 8784848, 8784847, 8784845 8784850, 8784846, 8784849 Госреестр № 15853-06

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118150 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

6.

ВЛ 330 кВ КлнАЭС-ПС Новая-1 330 кВ 693020001204103

SAS 362/5G

КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 08/082953, 08/082948, 08/082956 Госреестр № 25121-07

НКФ-330-73 У1;

КТ 0,5 (330000/\3)/(100/\3) Зав. №№ 5711, 5751, 5737 Госреестр № 1443-03

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118132 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

7.

ВЛ 330 кВ КлнАЭС-ПС Новая-2 330 кВ 693020001204103

SAS 362/5G КТ 0,2S 3000/1 Зав. №№ 08/082943, 08/082954, 08/082951 Госреестр № 25121-07

НКФ-330-73 У1;

КТ 0,5 (330000/\3)/(100/\3) Зав. №№ 5705, 5701, 5726 Госреестр № 1443-03

ЕвроАЛЬФА EA02RALX-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01118133 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

8.

ТГ 1 691010001131001

ТШВ-24 У3 КТ 0,2 30000/5 Зав. №№ 4, 17, 21

Госреестр № 6380-77

ЗНОМ-24-69VI

КТ 0,5 (24000/^3)/( 100/^3) Зав. №№ 50198, 50498, 50715 Госреестр № 8961-82

ЕвроАЛЬФА EA05RAL-С-4 КТ 0,5S/1 Зав. № 01044463 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

9.

ТГ 2 691010001131002

ТШВ-24 КТ 0,2 30000/5 Зав. №№ 173, 175, 162 Госреестр № 6380-77

ЗНОМ-24-69VI КТ 0,5 (24000/^3)/( 100/^3) Зав. №№ 53108, 51718, 51284 Госреестр № 8961-82

ЕвроАЛЬФА EA05RAL-С-4 КТ 0,5S/1 Зав. № 01044464 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

10.

ТГ 3 691010001131003

ТШВ-24 У3 КТ 0,2 30000/5 Зав. №№ 112, 120, 123 Госреестр № 6380-77

ЗНОЛ.06-24 У3 КТ 0,5 (2-1000/\3)/( 100/\ 3) Зав. №№ 13167, 947, 12808 Госреестр № 3344-04

ЕвроАЛЬФА EA02RAL-B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01097903 Госреестр № 16666-97

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

11.

ТГ 4 691010001131004

GSR 1080/840-100

КТ 0,2S 30000/5

Зав. №№ 09-008314, 09-008302, 09-008305 Госреестр № 25477-08

ТГС 7-G КТ 0,2 (24000/\ 3)/( 100/\ 3) Зав. №№ 1VLT5210024170, 1VLT5210024171, 1VLT5210024172 Госреестр № 25430-08

Альфа A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01204647 Госреестр № 31857-06

RTU 325 Зав. № 001973 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

аблица 3

Номер ИК

Коэф. мощности cos ф

Границы допускаемых относительных погрешностей измерений активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации

5, %

I1(2)%—1изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

I100%—1изм—I120%

4, 5, 11

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,2;

Сч - 0,2S

1,0

± 1,2

± 0,8

± 0,8

± 0,8

0,9

± 1,2

± 0,9

± 0,8

± 0,8

0,8

± 1,3

± 1,0

± 0,9

± 0,9

0,7

± 1,5

± 1,1

± 0,9

± 0,9

0,6

± 1,7

± 1,2

± 1,0

± 1,0

0,5

± 2,0

± 1,4

± 1,2

± 1,2

1-3, 6, 7

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,5;

Сч - 0,2S

1,0

± 1,3

± 1,0

± 0,9

± 0,9

0,9

± 1,3

± 1,1

± 1,0

± 1,0

0,8

± 1,5

± 1,2

± 1,1

± 1,1

0,7

± 1,6

± 1,3

± 1,2

± 1,2

0,6

± 1,9

± 1,5

± 1,4

± 1,4

0,5

± 2,2

± 1,8

± 1,6

± 1,6

10

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Сч - 0,2S

1,0

_

± 1,2

± 1,0

± 0,9

0,9

_

± 1,4

± 1,1

± 1,0

0,8

_

± 1,5

± 1,2

± 1,1

0,7

_

± 1,7

± 1,3

± 1,2

0,6

_

± 2,0

± 1,5

± 1,4

0,5

_

± 2,4

± 1,7

± 1,6

8, 9

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Сч - 0,5S

1,0

_

± 1,7

± 1,5

± 1,5

0,9

_

± 1,8

± 1,6

± 1,6

0,8

_

± 2,0

± 1,7

± 1,7

0,7

_

± 2,2

± 1,8

± 1,8

0,6

_

± 2,5

± 2,0

± 1,9

0,5

_

± 2,9

± 2,2

± 2,1

Таблица 4

Номер ИК

Коэф. мощности cosф/sinф

Г раницы допускаемых относительных погрешностей измерений реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации

5, %

I1(2)%—1изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

I100%—1изм—I120%

1

2

3

4

5

6

4, 5, 11

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,2;

Сч - 0,5

0,9/0,44

± 3,6

± 2,1

± 1,5

± 1,4

0,8/0,6

± 2,8

± 1,7

± 1,2

± 1,2

0,7/0,71

± 2,4

± 1,6

± 1,1

± 1,1

0,6/0,8

± 2,2

± 1,5

± 1,1

± 1,1

0,5/0,87

± 2,1

± 1,4

± 1,1

± 1,0

1

2

3

4

5

6

1-3, 6, 7

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,5;

Сч - 0,5

0,9/0,44

± 3,8

± 2,5

± 1,9

± 1,9

0,8/0,6

± 2,9

± 1,9

± 1,5

± 1,5

0,7/0,71

± 2,5

± 1,7

± 1,4

± 1,3

0,6/0,8

± 2,3

± 1,6

± 1,3

± 1,3

0,5/0,87

± 2,2

± 1,5

± 1,2

± 1,2

10

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Сч - 0,5

0,9/0,44

_

± 3,1

± 2,1

± 1,9

0,8/0,6

_

± 2,3

± 1,6

± 1,5

0,7/0,71

_

± 2,0

± 1,4

± 1,3

0,6/0,8

_

± 1,9

± 1,3

± 1,3

0,5/0,87

_

± 1,8

± 1,3

± 1,2

8, 9

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Сч - 1

0,9/0,44

_

± 4,2

± 2,8

± 2,5

0,8/0,6

_

± 3,4

± 2,4

± 2,2

0,7/0,71

_

± 3,1

± 2,2

± 2,1

0,6/0,8

_

± 2,9

± 2,1

± 2,0

0,5/0,87

_

± 2,8

± 2,1

± 2,0

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,98Uhom до 1,02-Uhom;

• переменный ток от 1ном до 1,2-Ihom, cosq=0,9 инд;

• температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,9Uhom до 1,1-Uhom;

• сила тока от 0,0Нном до 1,2-Ihom для ИИК 1-7, 11; сила тока от 0,05-Ihom до

1,2-Ihom для ИИК 8-1О.

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2011-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения -по ГОСТ 1983-2001, счетчики:

Альфа А1802 - по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

ЕвроАЛЬФА ЕА02, ЕА05 - по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

Среднее время наработки на отказ:

• счетчик Альфа А1802 - не менее 120000 часов;

• счетчик ЕвроАЛЬФА ЕА02, ЕА05 - не менее 50000 часов;

• УСПД RTU 325 - не менее 40000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часов;

• для УСПД Тв < 2 часов;

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки в двух направлениях):

Альфа А1802 (расширенная память) - не менее 3392 суток; при отключении питания -не менее 30 лет;

ЕвроАЛЬФА ЕА02, ЕА05 (стандартная память) - не менее 146 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

ЕвроАЛЬФА ЕА02 (расширенная память) - не менее 511 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД - коммерческий график нагрузки (расход электроэнергии с усреднением 30 мин) по каждому каналу - 18 месяцев; при отключении питания - не менее 3 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5

Таблица 5

№ п/п

Наименование

Тип

Количество, шт.

1.

Трансформатор тока

GSR 1080/840

3

2.

Трансформатор тока

SAS 362/5G

6

3.

Трансформатор тока

SAS-800/1G

15

4.

Трансформатор тока

ТШВ-24

9

5.

Трансформатор напряжения

CPB 800

6

6.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-24 У3

3

7.

Трансформатор напряжения

НДЕ-750

3

№ п/п

Наименование

Тип

Количество, шт.

8.

Трансформатор напряжения

НДЕ-750—72 У1

9

9.

Трансформатор напряжения

НКФ-330—73 У1

6

10.

Трансформатор напряжения

TJC 7-G

3

11.

Трансформатор напряжения

3HOM-24-69VI

6

12.

Электросчетчик

Альфа A1802RALXQV-P4GB-DW-4

1

13.

Электросчетчик

ЕвроАЛЬФА EAO2RAL-B-4

2

14.

Электросчетчик

ЕвроАЛЬФА EAO2RALX-B-4

6

15.

Электросчетчик

ЕвроАЛЬФА EAO5RAL-C-4

2

16.

УСПД

RTU 325-E1-512-M3-B8-Q-i2-G

1

17.

GSM -модем

Siemens TC-35

1

18.

Модем

Zyxel U-336E

1

19.

Медиаконвертор

SignaMax 065-1162SM

2

20.

Медиаконвертор

ADAM 4541

2

21.

Медиаконвертор

ADAM 4542+

6

22.

Мультиплексор-расширитель

МПР-16-2М

2

23.

Коммутатор

Cisco 2924

1

24.

Коммутатор

Cisco 5505

1

25.

GPS-приемник

GPS 35 HVS «Garmin»

1

26.

Сервер предприятия

HP Proliant DL380 G5

1

27.

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

IBM xSeries 345 8670-M1X

1

28.

Специализированное программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

29.

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.085-04.1.ПФ

1

30.

Методика поверки

МП 1138/446-2011

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1138/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики ЕвроАЛЬФА Е02 - по методике поверки № 026/447-2007, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

- счетчики Альфа 1802 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2005;

- УСПД RTU 325 - методике поверки «Комлексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе: «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Калининская атомная станция». Свидетельство об аттестации методики измерений № 032/01.002382008/085-04.1-2011 от 21.11.2011 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

5 ГОСТ 7746-2011-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание