|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Балаковская атомная станция" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
| 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.№ 422200.095 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения данных, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, а также нарастающим итогом на начало расчетного периода, используемое для формирования данных коммерческого учета;
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа и данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений по электронной почте коммерческому оператору (КО) и внешним организациям в ХML-формате в соответствии с согласованным регламеном передачи с электронной подписью;
- обеспечение по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциониро-ванного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802RAL-P4GB-DW-4 и А1802RAL-P4G-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-11), указанные в таблице 2 (16 точек измерений), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки ИВКЭ, включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Балаковской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным программным обеспечением программного комплекса (ПК) "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации времени (УСВ), выполненное на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS (основное устройство), NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервное устройство) и тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервное устройство), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных АО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - сервер АО «Концерн Росэнергоатом») с установленным серверным программным обеспечением (ПК) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), выполненное на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS (основное устройство), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервное устройство), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, её обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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.
Сервер станции автоматически в заданные интервалы времени (30 мин.) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Сервер станции производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. После поступления в сервер станции считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память (заносятся в базу данных сервера станции).
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из сервера станции данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Считанные данные записываются в энергонезависимую память сервера АО «Концерн Росэнергоатом» (заносятся в базу данных).
Обмен информацией счетчиков и сервера станции происходит по проводным и оптическим линиям ЛВС Балаковской атомной станции с использованием интерфейса RS-485 и сетей, поддерживающих технологию Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием сетей Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ осуществляется с уровня ИВК по электронной почте
с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ для передачи данных построены:
- от ИИК точек измерения (ТИ) в ИВКЭ предприятия: от ТИ по четырехпроводной линии («витая пара») до преобразователя, и затем, по оптоволоконным линиям, до ИВКЭ,
- от ИВКЭ предприятия в ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» посредством локальной сети Ethernet;
- от ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» во внешние системы посредством глобальной сети Internet.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Система обеспечения единого времени включает в себя GPS-приемник типа УССВ-16HVS, (далее-УСВ), принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.
Сравнение системного времени сервера станции и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу станции, не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера станции и УСВ на величину более чем ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с.
Сравнение системного времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом», не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ на величину более чем ±1 с.
В качестве резервных источников синхронизации времени сервера станции используются:
- NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в час по сигналам от резервного источника синхронизации времени, подключенного к серверу станции, при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с;
- тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с.
В качестве резервного источника синхронизации времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» используются сигналы точного времени от Государственного первичного эталона времени и частоты с использованием группы тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств эталона и позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера ИВК производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, сервера станции и сервера ИВК.
|
| Программное обеспечение | В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО серверов АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства серверов АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО - программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации от 31.05.2012 № АПО-001-12, выдано ФГУП «ВНИИМС»).
Идентификационные данные ПО - программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО (ПК) «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Наименование ПО | ПК «АльфаЦЕНТР» | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
|
| Метрологические и технические характеристики | должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ТГ-1 | JKQ
(мод. JKQ-1260C)
КТ 0,2S
30000/5 | GSE 30
КТ 0,2
24000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа
LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы, входияще в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | | 2 | ТГ-2 | BDG 072A3
КТ 0,2S
30000/5 | GSE 30
КТ 0,2
24000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 3 | ТГ-3 | BDG 072A3
КТ 0,2S
30000/5 | GSE 30
КТ 0,2
24000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 4 | ТГ-4 | BDG 072A3
КТ 0,2S
30000/5 | GSE 30
КТ 0,2
24000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 5 | ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Горный | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
2000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 6 | ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная № 2 (АЭС-2) | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
2000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 7 | ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Ершовская | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
2000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | | 8 | ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Центральная№ 1
(АЭС-1) | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
2000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 9 | ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Степная | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
2000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 10 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Трубная | ТФЗМ 500Б-1У1
КТ 0,5
2000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 11 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Саратовская ГЭС | SAS 550
(мод. SAS -550/5G)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 12 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Ключики | SAS 550
(мод. SAS -550/5G)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 13 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Куйбышевс-кая №1 | SAS 550
(мод. SAS -550/5G)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа
LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | | 14 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноар-мейская №2 | SAS 550
(мод. SAS -550/5G)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | | 15 | ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Курдюм | SAS 550
(мод. SAS -550/5G)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 550
(мод SVS 550/0)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4GB-DW-4)
КТ 0,2S/0,5 | | 16 | ОВ-220 кВ Балаковская АЭС | TG 145-420
(мод. TG 420)
КТ 0,2S
3000/1 | SVS 245
(мод. SVS 245/2)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном; 0,5 инд.≤ cos φ≤ 0,8 емк; температура окружающей среды (20 ±5) и относительной погрешности в рабочих условиях измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uном, ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк, погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos( = 1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos( < 1,0 нормируется от I2%.Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35°С) приведены в таблицах 3,4,5,6.
Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии
| Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( | Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии (, (%) | | 1-9; 11-16
(0,2S; 0,2; 0,2S) | 1,0 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | | 10
(0,5; 0,2; 0,2S) | 1,0 | не норм. | ±1,7 | ±0,9 | ±0,7 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии
| Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (, (%) | | 1-9; 11-16
(0,2S; 0,2; 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | 10
(0,5; 0,2; 0,2S) | 1,0 | не норм. | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии
| Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( /sin( | Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии (, (%) | | 1-9; 11-16
(0,2S; 0,2; 0,2S) | 0,8/0,6 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | | 10
(0,5; 0,2; 0,2S) | 0,8/0,6 | не норм. | ±4,3 | ±2,2 | ±1,6 |
Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии
| Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( /sin( | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (, (%) | | 1-9; 11-16
(0,2S; 0,2; 0,2S) | 0,8/0,6 | ±2,4 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | | 10
(0,5; 0,2; 0,2S) | 0,8/0,6 | не норм. | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов
электросчётчик Альфа А1800
- среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;
Сервер станции и сервер ИВК
- средняя наработка на отказ: 165974 ч;
- среднее время восстановления работоспособности: не более 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах;
- организация доступа к информации ИВКЭ, ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- фактов коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- серверах (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 180 суток для счетчиков Альфа А1800, при отключении питания информация сохраняется не менее 10 лет;
- ИВКЭ- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет
- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Регистрационный номер в Информационном фонде по обеспечению единства измерений | Количество | | Трансформатор тока JKQ-1260 C, КТ 0,2S | 41964-09 | 3 шт. | | Трансформатор тока BDG 072A3, КТ 0,2S | 48214-11 | 9 шт. | | Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S | 15651-06 | 18 шт. | | Трансформатор тока ТФЗМ-500Б-I У1, КТ 0,5 | 3639-73 | 3 шт. | | Трансформатор тока SAS-550/5G, КТ 0,2S | 25121-07 | 15 шт. | | Трансформатор напряжения GSE30, КТ 0,2 | 48526-11 | 12 шт. | | Трансформатор напряжения SVS 245/2, КТ 0,2 | 28655-05 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения SVS 550/0, КТ 0,2 | 28655-05 | 18 шт. | | Трансформатор напряжения TEMP 550, КТ 0,2 | 25474-03 | 15 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4GB-DW-4,
КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 15 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4G-DW-4,
КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 1 шт. | | Сервер станции совместимый с платформой х86 | - | 1 шт. | | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» совместимый с платформой х86 | - | 1 шт. | | АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП) | - | 6 шт. | | Устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS | - | 2 шт. | | Резервное устройство синхронизации времени NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS | - | 1 шт. | | Резервное устройство синхронизации времени- тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» | - | 1 шт. | | Наименование документации | | | Методика поверки МП 4222-07-7730035496-2017 | | 1экз. | | Формуляр ФО 4222-07-7730035496-2017 | | 1экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 4222-07-7730035496-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26 января 2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчики Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2011 г;
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Информационном фонде 22129-09);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12).
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»
ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
|
| Заявитель | Акционерное общество «Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (АО «Концерн Росэнергоатом»)
ИНН 7721632827
Адрес: 109507, г. Москва, ул. Ферганская, д. 25
Телефон: (495) 647-41-89
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г. Самара
Телефон: (846) 336-08-27
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
|
