|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Концерн "Энергоатом" НВ АЭС УТЭСиК |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Энергетическая компания АтомСбыт", г.Воронеж |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Концерн «Энергоатом» НВ АЭС УТЭСиК (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Концерн «Энергоатом» НВ АЭС УТЭСиК, сбора, хранения и обработки полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения по 95 (девяносто пяти) каналам
Измерительный каналы АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройства сбора и передачи данных (УСПД);
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройства сбора и передачи данных (УСПД), сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», «Энфорс АСКУЭ».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в УСПД и в сервере баз данных АИИС КУЭ).
Цифровые сигналы с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступают на соответствующие УСПД. В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы.
По запросу сервера Б ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью коммутируемых и GSM-модемов, а также средств для организации локальной вычислительной сети.
ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренном количестве электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям с сервера баз данных ИВК через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 51070 и 80020.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК на базе устройств синхронизации системного времени УССВ Garmin 35LVS.
Сличение часов сервера баз данных с УССВ на базе Garmin 35LVS производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов серверов осуществляется при обнаружении расхождения времени более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД производится 1 раз в 60 минут, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении показаний с часами сервера опроса на величину более ± 1 с.
Сравнение показаний часов каскадно включенных УСПД с часами вышестоящего УСПД производится 1 раз в 60 минут, корректировка часов каскадно включенных УСПД выполняется при расхождении показаний с часами вышестоящего УСПД на величину более ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до УСПД, от УСПД до сервера баз данных реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера баз данных отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» и «Энфорс АСКУЭ». Уровень защиты ПО 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО «Альфа Центр»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ас metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07 | | Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО Энфорс АСКУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | «Энфорс Энергия+» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 1.6.9.39 | | Цифровой идентификатор ПО: | | | Программа администрирования и настройки admin.EXE | a527146daf2c00353aae0fc4806e362b | | Программа опроса и передачи данных collector_ energyplus.exe | ae3e6376159e74a4f067b2fe054f970e | | Идентификационное наименование ПО | «Энфорс АСКУЭ» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 2.2.11.36 | | Цифровой идентификатор ПО: | | | Программа расчета вычисляемых показателей calcformula.exe | c4a7601a38ddcee614ef64ac989cf7ba | | Программа пересчета суммарных показателей dataproc.exe | 63bd1c7b5d1d810ed43b38c44c04fbd5 | | Программа администрирования и настройки enfadmin.exe | ada434637f501b10222ab23c3e6b4539 | | Программа просмотра событий сервера enfc_log.exe | ef23dbcc712b12a1710e60210631233a | | Программа автоматического подключения к СУБД enflogon.exe | 1d4e2650bccd8dab83636736f3a412ca | | Программа просмотра событий счетчиков ev_viewer.exe | 6ffc968e91e9e1c7403c1f9d0330b581 | | Программа загрузки данных со счетчиков в СУБД loaddatafromtxt.exe | ec7610cd90587773714179b2a940804d | | Программа формирования макетов 51070 newm51070.exe | c8821ab45fca37c7b8cd2e20df6783f0 | | Программа просмотра данных tradegr.exe | 7c50e04885810040b33605609bbd3ffb | | Программа просмотра данных newopcon.exe | 26c50188ff6421d9322266859c072ae3 | | 1 | 2 | | Программа формирования отчетов newreports.exe | 1522f96c161dba8941d85a26f9f9379e | | Программа формирования макетов 80020 m80020.exe | 6c4a997fe04fff03e6ebf720739ee223 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 3 – Состав ИК
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт ·Ктн ·Ксч | Наименование
измеряемой
величины | | № ИК | Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения | Вид СИ(средство измерений),
класс точности,
коэффициент
трансформации,
регистрационный номер № | Обозначение,
Тип | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 / УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 1 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№9 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№1261-08 | А | ТПОЛ-10 | 7200 | Ток первичный, I1 | | 2 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№13 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№1261-08 | А | ТПОЛ-10УЗ | 7200 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 3 | ПС-1 РУ-6 кВ ТСН | ТТ | КТ=0,5
Ктт=20/5
№ 1276-59 | А | Т-0,66 | 4 | Ток первичный, I1 | | 4 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№3 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 900 | Ток первичный, I1 | | 5 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№4 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 6 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№10 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | 900 | Ток первичный, I1 | | 7 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№15 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 8 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№17 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 900 | Ток первичный, I1 | | 9 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№21 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10 | 900 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 10 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№1 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 11 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№20 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 900 | Ток первичный, I1 | | 12 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№5 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10 | 1800 | Ток первичный, I1 | | 13 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№7 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 1200 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 14 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№12 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10 | 1200 | Ток первичный, I1 | | 15 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№18 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 16 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№19 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 17 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№2 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 1200 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 18 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№22 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 900 | Ток первичный, I1 | | 19 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.№23 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10УЗ | 900 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 20 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№14 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=3000/5
1423-60 | А | ТПШЛ-10УЗ | 36000 | Ток первичный, I1 | | 21 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№36 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=3000/5
1423-60 | А | ТПШЛ-10УЗ | 36000 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 22 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№15 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№20885-01 | А | МФ-0200 | 20 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 23 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№7 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 24 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№21 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 3600 | Ток первичный, I1 | | 25 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№40 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 26 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№44 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 27 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№8 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 28 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№28 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 2400 | Ток первичный, I1 | | 29 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№12 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 7200 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 30 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№43 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 31 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№5 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 32 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№47 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 33 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№19 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 3600 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 34 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№29 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 3600 | Ток первичный, I1 | | 35 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№9 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 36 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№39 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 37 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№11 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-1УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 38 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№45 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-1УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 39 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№3 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 40 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№6 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 7200 | Ток первичный, I1 | | 41 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№10 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 42 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№17 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 4800 | Ток первичный, I1 | | 43 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№20 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 4800 | Ток первичный, I1 | | 44 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№23 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 1800 | Ток первичный, I1 | | 45 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№24 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 4800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 46 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№30 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 3600 | Ток первичный, I1 | | 47 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№31 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 1800 | Ток первичный, I1 | | 48 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№37 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 49 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№38 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№3848-73 | А | ТЛМ-6 | 3600 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 50 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№1 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 51 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№2 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 52 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№49 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 53 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№51 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 54 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№32 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 7200 | Ток первичный, I1 | | 55 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№22 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 7200 | Ток первичный, I1 | | 56 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№27 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=75/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 900 | Ток первичный, I1 | | 57 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№4 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 58 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№41 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 59 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№48 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 60 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№13 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | 61 | ПС-2 РУ-6 кВ яч.№42 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=400/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 4800 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 / | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 62 | ПС-2 ОРУ-35 кВ яч.№1А | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№34016-07 | А | ТОЛ-35-III-II-УХЛ1 | 10500 | Ток первичный, I1 | | 63 | ПС-2 ОРУ-35 кВ яч.№8 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№34016-07 | А | ТОЛ-35-III-II-УХЛ1 | 10500 | Ток первичный, I1 | | 64 | ПС-2 ОРУ-35 кВ яч.№7 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№3689-73 | А | ТФНД-35М | 42000 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 65 | ПС-2 ОРУ-35 кВ яч.№1 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=600/5
№3689-73 | А | ТФНД-35М | 42000 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 / УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 66 | ПС-3 ОРУ-6 кВ яч.№7 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=1000/5
№7069-07 | А | ТОЛ-10УХЛ2.1 | 12000 | Ток первичный, I1 | | 67 | ПС-3 ОРУ-6 кВ яч.№18 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=1000/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 12000 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 68 | ПС-3 ОРУ-6 кВ ТСН | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№ 23617-02 | А | Т-0,66 | 20 | Ток первичный, I1 | | 69 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№8 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 70 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№20 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 71 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№2 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 72 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№3 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10 | 2400 | Ток первичный, I1 | | 73 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№5 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 74 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№6 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 75 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№16 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 76 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№19 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=300/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 3600 | Ток первичный, I1 | | 77 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№22 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 | | 78 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№23 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 2400 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 79 | ПС-3 РУ-35 кВ ВЛ-УС | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№34016-07 | А | ТОЛ-35 III II УХЛ1 | 10500 | Ток первичный, I1 | | 80 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№4 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1200 | Ток первичный, I1 | | 81 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№9 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 82 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№11 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 83 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№15 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 84 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№14 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1800 | Ток первичный, I1 | | 85 | ПС-3 РУ-6 кВ яч.№21 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№2473-05 | А | ТЛМ-10-2УЗ | 1200 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 / УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 86 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№4 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=200/5
№8913-82 | А | ТВК-10УХЛ3 | 2400 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 87 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№5 | ТТ | - | А | - | | Ток первичный, I1 | | 88 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№1 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№7069-07 | А | ТОЛ-10УХЛ2.1 | 2000 | Ток первичный, I1 | | 89 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№1А | ТТ | КТ=0,5
Ктт=30/5
№ 32139-11 | А | ТОЛ-СЭЩ-10-22 | 600 | Ток первичный, I1 | | 90 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№2 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 2000 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 91 | ПС-4 РУ-10 кВ яч.№3 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=150/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 3000 | Ток первичный, I1 | | УССВ Garmin 35LVS / Сервер HP DL380 G5/ УСПД RTU325; рег. № 19495-03 | Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Календарное время | | 92 | РТП-23 6кВ яч.№1А | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10У3 | 1200 | Ток первичный, I1 | | 93 | РТП-23 6кВ яч.№14 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1276-59 | А | ТПЛ-10У3 | 1200 | Ток первичный, I1 | | 94 | РТП-23 6кВ яч.№1 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 1200 | Ток первичный, I1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 95 | РТП-23 6кВ яч.№13 | ТТ | КТ=0,5
Ктт=100/5
№1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 1200 | Ток первичный, I1 | | Примечания:
КТ – класс точности средства измерений.
Ксч – коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт – коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн – коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной ((WР /(WQ) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| ( WР,% | | № ИК | КТТТ | КТТН | КТСЧ | Значение
cos ( | для диапазона
5%(I/In<20% | для диапазона
20%(I/In<100% | для диапазона
100%(I/In(120% | | 1, 2, 4-21, 23-66, 68-85, 87-95 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 | | 3, 22, 67 | 0,5 | - | 0,5s | 1,0 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 | | 86 | - | - | 0,5s | 1,0 | +1,3 | +1,3 | +1,3 | | ( WQ,% | | № ИК | КТТТ | КТТН | КТСЧ | Значение
cos ( (sin () | для диапазона
5%(I/In<20% | для диапазона
20%(I/In<100% | для диапазона
100%( I/In(120% | | 1, 2, 4-21, 23-66, 68-85, 87-95 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8(0,6) | ±5,7 | ±3,4 | ±2,9 | | 3, 22, 67 | 0,5 | - | 1,0 | 0,8(0,6) | ±5,6 | ±3,3 | ±2,7 | | 86 | - | - | 1,0 | 0,8(0,6) | +3,7 | +2,4 | +2,3 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %.
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | | Сила переменного тока, А | от I2мин до I2макс | от I1мин до 1,2 I1ном | – | | Напряжение переменного тока, В | от 0,8U2ном
до 1,15 U2ном | – | от 0,9U1 ном
до 1,1U1ном | | Коэффициент мощности
(cos φ) | от 0,5инд. до 0,8емк. | от 0,5инд. до 0,8емк. | от 0,5инд. до 0,8емк. | | Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | | Температура окружающего воздуха по ЭД, °С | от -40 до +60 | от -40 до +55 | от -50 до +45 | | Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более | 0,5 | – | – | | Мощность вторичной нагрузки ТТ
(при cos(2 =0,8инд) | – | от 0,25S2ном до 1,0S2ном | – | | Мощность вторичной нагрузки ТН
(при cos(2 =0,8инд) | – | – | от 0,25S2ном
до 1,0S2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчик электроэнергии
ИБП APC Smart UPS XL 2000 VA
Коммуникационное оборудование
УСПД
УССВ
Сервер | 400 000
400 000
90 000
35000
50000
50000
50000
50000 | | Срок службы, лет:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии
Коммуникационное и модемное оборудование
УСПД
Сервер | 30
30
30
10
10
10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВКЭ-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
мониторинг состояния АИИС КУЭ;
удалённый доступ;
возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике (УСПД, сервере);
Защищенность применяемых компонентов:
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
УСПД;
промежуточных клеммников вторичных цепей;
сервера.
Защита информации на программном уровне:
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на сервере;
использование электронно-цифровой подписи при передаче результатов измерений;
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 111 суток, в УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 4 лет.
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10
МФ-0200
ТВЛМ-10
ТПЛ-10УЗ
Т-0,66
ТПОЛ-10УЗ
ТЛМ-10-2УЗ
ТЛМ-10-1УЗ
ТОЛ-35-III-II-УХЛ1
ТПЛМ-10
ТФНД-35М
ТОЛ-10УХЛ2.1
ТПЛ-10
ТПШЛ-10УЗ
ТВК-10УХЛ3
ТОЛ-СЭЩ-10-22
ТЛМ-6
ТЛМ-10 | 2 шт.
3 шт.
34 шт.
2 шт.
6 шт.
2 шт.
70 шт.
4 шт.
8 шт.
2 шт.
4 шт.
4 шт.
5 шт.
4 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6
НТМИ-6-66УЗ
ЗНОМ-25-65У1
НАМИ-10У2 | 3 шт.
4 шт.
9 шт.
1 шт. | | Счетчики электроэнергии | СЭТ-4ТМ.02.2.-13
ПСЧ-4ТМ.05М.00
A2R4AL-C25-T+
СЭТ-4ТМ.03М.00
СЭТ-4ТМ.03.01
СЭТ-4ТМ.02.2-37
СЭТ-4ТМ.02.2-14 | 52 шт.
13 шт.
9 шт.
2 шт.
14 шт.
1 шт.
4 шт. | | УСПД | RTU-325 | 5 шт. | | УСВВ | Garmin 35LVS | 1 шт. | | Сервер | HP DL380 G5 | 1 шт. | | ПО | Альфа ЦЕНТР | 1 экз. | | ПО | Энфорс АСКУЭ | 1 экз. | | Паспорт-формуляр | - | 1 экз. | | Технорабочий проект | - | 1 экз. | | Методика поверки | - | 1 экз. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП 72673-18 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Концерн «Энергоатом» НВ АЭС УТЭСиК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 12 марта 2018 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.00 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.126 РЭ1;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Концерн «Энергоатом» НВ АЭС УТЭСиК
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
|
| Заявитель | Акционерное Общество «Энергетическая компания АтомСбыт»
(АО «Энергетическая компания АтомСбыт»)
ИНН 3666092377
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Телефон: +7 (473) 222-71-41
Факс: +7 (473) 222-71-42
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Воронежской области»
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, 2.
Телефон (факс): +7 (473) 220-77-29
Аттестат аккредитации ФБУ «Воронежский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311949 от 08.12.2016 г.
| |
