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

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 466 п. 13 от 06.05.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля выработки и потребления электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ) в филиале ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» по расчетным точкам учета, сбора, хранения и обработки полученной информации. Отчетная документация о результатах измерений передается коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - КО), региональным подразделениям системного оператора Единой энергетической системы России (далее по тексту - СО), смежным субъектам ОРЭМ в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый уровень - 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 устройства сбора и обработки данных (УСПД), сервер сбора, обработки и хранения данных Ростовской 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-ой 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 DL380G5 (зав. номер CZJ747084M), 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 «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».

В качестве УСПД используются устройства RTU-325 (номер в Госреестре 37288-08), зав. номера 00118, 004795 и 004796.

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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов 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. 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 производят опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков. К УСПД RTU-325 зав. номер 001181 подключены счетчики ИИК №№ 1, 9, к УСПД RTU-325 зав. номер 004795 - счетчики ИИК №№ 2-5, 10, к УСПД RTU-325 зав. номер 004795 - счетчики ИИК №№ 6-8. 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) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. После поступления на сервер предприятия считанной информации с помощью внутренних сервисов ПО «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных). При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

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 КО по электронной почте в виде файла формата XML; передача информации в региональные подразделения СО и смежным субъектам ОРЭМ с сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется в автоматическом режиме.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера предприятия. УССВ реализовано на базе GPS-приемника модели 16 HVS производства компании «Garmin», выдающего импульсы временной синхронизации и точное время. УССВ подключено к серверу предприятия.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ происходит непрерывно, синхронизация осуществляется не зависимо от расхождения показаний часов УСПД и УССВ.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера предприятия происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное ПО - ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО УСПД, ПО СОЕВ.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Наименование программного обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра программного обеспечения

1

2

3

4

5

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

АльфаЦЕНТР Клиент Ifrun60.exe

12.05.01.01

3929232592

CRC32

АльфаЦЕНТР Коммуникатор Trtu.exe

4.0.3

1636950608

CRC32

АльфаЦЕНТР

Утилиты ACUtils.exe

2.5.12.154

2061740709

CRC32

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

АльфаЦЕНТР Клиент Ifrun60.exe

12.05.01.01

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 метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

№ ИИК

Наименование ИИК, код точки измерений

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

Вид элект-роэнер гии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Г1 611010001331001

ТШВ-24-У3

КТ 0,2 30000/5 Зав. №№ 6; 8; 15 Госреестр № 6380-77

ЗНОЛ.06-24

КТ 0,5 (24000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 2883; 3266; 2889 Госреестр № 3344-04

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091731 Госреестр № 16666-97

УСПД RTU-325, зав. № 001181, Госреестр № 37288-08 Сервер HP Proliant DL380G5, зав. №

CZJ747084M

Сервер IBM xSeries 345 8670-M1X, зав. № KDXWN7W

Активная Реактивная

2

ВЛ 500 кВ РоАЭС-ПС «Южная» 613030001103102

SAS 550/5G

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 089 680; 089 682; 089 694 Госреестр № 25121-07

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1311023; 1315707; 1311018 Госреестр № 5898-77

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1311026; 1315708; 1311019 Госреестр № 5898-77

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091723 Госреестр № 16666-97

УСПД RTU-325, зав. № 004795, Госреестр № 37288-08 Сервер HP Proliant DL380G5, зав. № CZJ747084M

Активная Реактивная

3

ВЛ 500 кВ ВЛ507 РоАЭС-ПС «Буденовская-500» 613030001103103

SAS 550/5G

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 079 717; 079 718; 079 733 Госреестр № 25121-07

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1339834; 1311028; 1311022 Госреестр № 5898-77

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1293844; 1311027; 1311029 Госреестр № 5898-77

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091725 Госреестр № 16666-97

Активная Реактивная

4

ВЛ 500 кВ ВЛ505 РоАЭС-ПС «Тихорецкая-500/330» 613030001103104

SAS 550/5G

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 079 714; 079 712; 079 724 Госреестр № 25121-07

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1358271; 1358267; 1349397 Госреестр № 5898-77

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1349396; 1353816; 1202748 Госреестр № 5898-77

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01122071 Госреестр № 16666-97

Активная Реактивная

5

ВЛ 500 кВ ВЛ509 РоАЭС-ПС «Шахты-500/330» 613030001103105

SAS 550/5G

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 079 725; 079 726; 079 705 Госреестр № 25121-07

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1339837; 1485925; 1485927 Госреестр № 5898-77

НДЕ-500-72 У1 КТ 0,5 (500000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1486256; 1486257; 1485926 Госреестр № 5898-77

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091724 Госреестр № 16666-97

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

6

ВЛ 220 кВ РоАЭС-«РП Волгодонск» 613030001105201

ТГФ-220-II

КТ 0,2S 1000/1 Зав. №№ 382; 383; 385 Госреестр № 20645-05

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 26; 24; 25 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 21; 22; 23 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 35; 38; 33 Госреестр № 38000-08

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091729 Госреестр № 16666-97

УСПД RTU-325, зав. № 004796, Госреестр № 37288-08 Сервер HP Proliant DL380G5, зав. № CZJ747084M

Сервер IBM xSeries 345 8670-M1X, зав. № KDXWN7W

Активная Реактивная

7

ВЛ 220 кВ РоАЭС-ПС «Городская-2» 613030001205102

ТГФ-220-II

КТ 0,2 1000/1 Зав. №№ 022; 66; 016 Госреестр № 20645-05

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 26; 24; 25 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 21; 22; 23 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 42; 40; 43 Госреестр № 38000-08

EA02RAL-B-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01091738 Госреестр № 16666-97

Активная Реактивная

8

Выключатель ОВ-220кВ 613030001205901

ТГФ-220-II

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 386; 381; 390 Госреестр № 20645-05

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 26; 24; 25 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 21; 22; 23 Госреестр № 38000-08

НДКМ-220 УХЛ1 КТ 0,2 (220000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 37; 31; 36 Госреестр № 38000-08

A1802RALQ-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01181691 Госреестр № 31857-06

Активная Реактивная

9

Г-2 611010001331002

ТШВ-24 КТ 0,2 30000/5 Зав. №№ 33; 26; 19 Госреестр № 6380-77

TJC7-G КТ 0,2 (24000/<3)/(100/<3)

Зав. №№ 1VLT5210024155; 1VLT5210024156; 1VLT5210024157 Госреестр № 25430-08

А1802RALXQV-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01190779 Госреестр № 31857-06

УСПД RTU-325, зав. № 001181, Госреестр № 37288-08 Сервер HP Proliant DL380G5, зав. № CZJ747084M

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

10

ВЛ-500 кВ «Невинномысск» 613030001103101

SAS 550/5G

КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 079 713; 079 715; 079 723 Госреестр № 25121-07

НДЕ-М-500 У1 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1512758; 1512760; 1512759 Госреестр № 26197-09

НДЕ-М-500 У1 КТ 0,2 (500000/<3)/(100/л3) Зав. №№ 1512762; 1512763; 1512761 Госреестр № 26197-09

А1802RALXQV-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01199768 Госреестр № 31857-06

УСПД RTU-325, зав. № 004795, Госреестр № 37288-08 Сервер HP Proliant DL380G5, зав. №

CZJ747084M

Сервер IBM xSeries 345 8670-M1X, зав. № KDXWN7W

Активная Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

Коэф. мощности cos ф

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, %

11(2)%<1изм<15%

15%<1изм<120%

120%<1изм<1100%

1100%<1изм^1120%

6, 8, 10

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,2;

Счетчик - 0,2 S

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

2 - 5

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,5;

Счетчик - 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

7, 9

ТТ - 0,2;

ТН - 0,2;

Счетчик - 0,2S

1,0

_

± 1,1

± 0,8

± 0,8

0,9

_

± 1,2

± 0,9

± 0,8

0,8

_

± 1,4

± 1,0

± 0,9

0,7

_

± 1,6

± 1,1

± 0,9

0,6

_

± 1,8

± 1,2

± 1,0

0,5

_

± 2,2

± 1,4

± 1,2

1

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Счетчик - 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

Таблица 4

Номер ИИК

Коэф. мощности cos<p/sin<p

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении ре-

активной электроэнергии и мощности в

рабочих условиях эксплуатации 8, %

11(2)%<1изм<15%

15%<1изм<120%

120%<1изм<1100%

1100%<1изм^1120%

1

2

3

4

5

6

6, 8, 10

0,9/0,44

± 3,6

± 2,1

± 1,5

± 1,4

0,8/0,6

± 2,8

± 1,7

± 1,2

± 1,2

ТТ - 0,2S;

0,7/0,71

± 2,4

± 1,6

± 1,1

± 1,1

ТН - 0,2;

0,6/0,8

± 2,2

± 1,5

± 1,1

± 1,1

Счетчик 0,5

0,5/0,87

± 2,1

± 1,4

± 1,1

± 1,0

2-5

0,9/0,44

± 3,8

± 2,5

± 1,9

± 1,9

0,8/0,6

± 2,9

± 1,9

± 1,5

± 1,5

ТТ - 0,2S;

0,7/0,71

± 2,5

± 1,7

± 1,4

± 1,3

ТН - 0,5;

0,6/0,8

± 2,3

± 1,6

± 1,3

± 1,3

Счетчик - 0,5

0,5/0,87

± 2,2

± 1,5

± 1,2

± 1,2

1

2

3

4

5

6

7, 9

ТТ - 0,2;

ТН - 0,2;

Счетчик 0,5

0,9/0,44

_

± 2,8

± 1,7

± 1,4

0,8/0,6

_

± 2,2

± 1,4

± 1,2

0,7/0,71

_

± 1,9

± 1,2

± 1,1

0,6/0,8

_

± 1,7

± 1,2

± 1,1

0,5/0,87

_

± 1,7

± 1,1

± 1,0

1

ТТ - 0,2;

ТН - 0,5;

Счетчик - 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

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

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 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила переменного тока от 1ном до 1,2-Ihom, cosф=0,9 инд;

• температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

• сила переменного тока от 0,05Jhom до 1,2-Ihom для ИИК №№ 1, 7, 9; от 0,0Г1ном до 1,2-Ihom для ИИК №№ 2 - 6, 8, 10;

• температура окружающей среды:

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

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1-7 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики ИИК №№ 8-10 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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:

• счетчики ЕвроАЛЬФА ЕА02 - не менее 50000 часов;

• счетчики А1802 - не менее не менее 120000 часов

• УСПД RTU-325 - не менее 40000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• 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);

• серверах АИИС КУЭ, УСПД, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях):

EA02RAL-B-4 - 74 дня; при отключении питания - не менее 5 лет;

A1802RALQ-P4GB-DW-4 - 172 дня; при отключении питания - не менее 5 лет;

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 - 1908 дней; при отключении питания - не менее 5 лет.

• УСПД RTU-325 - коммерческий график нагрузки 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

Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

SAS 550/5G

15

Трансформатор тока

ТГФ-220-II

9

Трансформатор тока

ТШВ-24

6

Трансформатор напряжения

TJC7-G

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-24

3

Трансформатор напряжения

НДЕ-500-72 У1

24

Трансформатор напряжения

НДЕ-М-500 У1

6

Трансформатор напряжения

НДКМ-220 УХЛ1

15

Электросчетчик

EA02RAL-B-4

7

1

2

3

Электросчетчик

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1

Электросчетчик

A1802RALXQV-P4GB-DW-4

2

УСПД

RTU-325

3

Сервер предприятия

HP Proliant DL380G5

1

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

IBM xSeries 345 8670-M1X

1

Коммутатор

Cisco Catalist 2960G-24TC-L

1

Коммутатор

Cisco Catalist 2960G-8TC-L

2

Коммутатор

Switch Swec FD1620-16x10/100M

1

Конвертер

RS-484/FO AESP

4

Блок LCD/ клавиатура/ touchpad

ATEN-1208RA

1

ИБП

APC Smart-UPS 3000RM/2U

1

ИБП

KIN-1000-AP-RM

2

KVM- переключатель

ATEN ACS-1208AL

1

Модем

ZyXEL U-336RE

3

Преобразователь интерфейса

ICF-1150I-M-ST

1

Преобразователь интерфейса

ICF-1150I-S-ST

3

АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП)

5

УССВ

Garmin 16HVS

1

Специализированное программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.085-03.ПФ

1

Методика поверки

МП 1546/550-2013

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1546/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2013 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков ЕвроАЛЬФА ЕА02, - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г;

- счетчиков Альфа А1802 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006

- УСПД RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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

Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 054/01.00238-2008/085-03.1-2013 от 13 марта 2013 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.

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

5 ГОСТ 7746-2001 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.

8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание