|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская 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.№ 001.07.1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи и каналообразующей аппаратуре поступает на вход сервера, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов.
Данные об энергопотреблении по корпоративной сети АО «Концерн Росэнергоатом» поступают на сервер, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование, хранение и оформление справочных и отчетных документов. Резервный канал передачи данных организован по каналу GSM-связи.
Передача информации коммерческому оператору (КО) и другим заинтересованным организациям реализована с использованием электронной почты в виде файла формата XML, подписываемого электронной подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), охватывающую уровни ИИК и ИВК. Сервер получает сигналы точного времени от устройства синхронизации системного времени УССВ на основе GPS-приемника GARMIN GPS16x-HVS. Контроль времени осуществляется постоянно, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени сервера и УССВ на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 мин. Синхронизация осуществляется раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| 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 «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Наименование ПО | АльфаЦЕНТР | | Идентификационное наименование ПО | Ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E3736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | 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 метрологической значимости ПО и измерительных данных.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| №№ ИК | Наименование
точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 11РБ | ТПШЛ-10
КТ 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66
КТ 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная | | ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 12РБ | ТПШЛ-10
КТ 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66
КТ 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная | | ПС 353 «Систа».
Ввод-1Т | ТВЛМ-10
КТ 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66
КТ 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная | | ПС 353 «Систа».
Ввод-2Т | ТВЛМ-10
КТ 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66
КТ 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная | | ПС 353 «Систа».
ТСН-1Т | ТОП-0,66
КТ 0,5S
Ктт = 75/5
Рег. № 15174-06 | - | A1805RAL-P4GВ-DW-4
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | Активная
Реактивная | | ПС 353 «Систа».
ТСН-2Т | ТОП-0,66
КТ 0,5S
Ктт = 75/5
Рег. № 15174-06 | - | A1805RAL-P4GВ-DW-4
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | Активная
Реактивная | | РП-5 «Коваш». НС-13
Ввод №1 | ТПОЛ-10
КТ 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 1261-59 | НАМИ-10
КТ 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | РП-5 «Коваш». НС-13
Ввод №2 | ТПОЛ-10
КТ 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 831-69 | A1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Активная
Реактивная | | Примечания:
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | | Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы основной относительной погрешности ИК (±δ), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±δ), % | | 1 – 4, 8
(ТТ 0,5;
ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 ≤ I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 | | 5, 6
(ТТ 0,5S;
ТН - ; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)Iн1 ≤ I1 < 0,05Iн1 | 2,0 | 2,6 | 4,7 | 2,3 | 2,9 | 4,9 | | 7
(ТТ 0,5;
ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 ≤ I1 < 0,2Iн1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,8 | 5,4 |
Продолжение таблицы 3
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | | Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы основной относительной погрешности ИК (±δ), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±δ), % | | 1 – 4, 8
(ТТ 0,5;
ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Iн1 ≤ I1 < 0,2Iн1 | 4,4 | 2,5 | 4,6 | 2,8 | | 5, 6
(ТТ 0,5S;
ТН - ; Сч 1,0) | 0,01(0,02)Iн1 ≤ I1 < 0,05Iн1 | 4,7 | 3,2 | 5,8 | 4,1 | | 7
(ТТ 0,5;
ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,05Iн1 ≤ I1 < 0,2Iн1 | 4,3 | 2,5 | 4,5 | 2,8 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
- для счетчиков реактивной энергии:
ТУ 4228-011-29056091-11
ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от +21 до +25
от +18 до +22 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
- для ТТ и ТН:
- для счетчиков | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд. до 0,8емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +35
от -40 до +65 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
72
0,99
1 | | Глубина хранения информации
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 45
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики
коррекции времени в счетчике.
журнал сервера БД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
пропадание питания;
замена счетчика;
коррекции времени в счетчике и сервере БД;
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера БД.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 4 шт. | | Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 4 шт. | | Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 4 шт. | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 шт. | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 1 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 8 шт. | | Методика поверки | МП-312235-038-2018 | 1 экз. | | Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.085-07.1.ПФ | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-312235-038-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 13.11.2018 г.
Основные средства поверки:
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция
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 Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| 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: +7 (495) 647-41-89
Факс: +7 (495) 647-46-03
Web-сайт: www.rosenergoatom.ru
E-mail: info@ rosenergoatom.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26, 3
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
| |
