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.
