| Номер в госреестре | 65477-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция" |
| Изготовитель | АО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (далее АИИС ТУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
АИИС ТУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС ТУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот электроэнергии за период времени, равный трем минутам и тридцати минутам;
- периодический автоматический и по запросу сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 минуты);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных;
- обеспечение резервирования баз данных на резервном сервере баз данных;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на программном уровне;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС ТУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС ТУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС ТУЭ включает два уровня:
- первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
- второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; приборы для измерения показателей качества и учета электрической энергии (далее - приборы учета).
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются приборами учета в составе АИИС ТУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются активная и реактивная электрическая мощность, которая, затем интегрируется по времени на интервале 3 минуты. Результаты интегрирования перемножаются на коэффициенты трансформации и сохраняются в памяти приборов учета вместе с меткой времени в шкале UTC(SU). Метка времени формируется в соответствии с показаниями часов приборов учета.
ИВК АИИС ТУЭ включает в себя два сервера баз данных (основной и резервный), связующие компоненты, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), сервер точного времени.
В качестве аппаратной части серверов баз данных используются ЭВМ типа HP Proliant DL380e Gen8.
В качестве сервера точного времени используется сервер типа «Метроном-300», обеспечивающий формирование шкалы времени по сигналам систем ГЛОНАСС и GPS.
ИВК АИИС ТУЭ обеспечивает сбор результатов измерений, хранящихся в памяти приборов учета, хранение результатов измерений, формирование результатов измерений приращений электрической энергии на интервалах, кратных трем минутам, ведение шкалы времени, координированной со шкалой UTC(SU), синхронизацию шкалы времени часов приборов учета со шкалой времени сервера АИИС ТУЭ, визуализацию результатов измерений, вывод результатов измерений в печатной форме и в форме электронных таблиц, передачу результатов измерений в другие системы в формате XML.
АИИС ТУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ обеспечивает поддержание единой шкалы времени на часах серверов АИИС ТУЭ и приборов учета. Синхронизация шкалы времени часов серверов ИВК АИИС ТУЭ со шкалой времени UTC(SU) обеспечивается сервером точного времени типа «Метроном-300». Сервер точного времени непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие сигналы, передающие шкалу времени, используемую в одной из спутниковой навигационных систем (ГЛОНАСС или GPS). Выбор навигационной системы осуществляется в зависимости от доступности спутников. Информация о точном времени распространяется сервером точного времени в локальной сети, соединяющей серверы баз данных и сервер точного времени по протоколу NTP. Поддержание поправки часов серверов баз данных на постоянном уровне осуществляется службой точного времени операционной системы серверов баз данных.
Сравнение шкал времени часов приборов учета и сервера ИВК осуществляется каждый сеанс связи (один раз в три минуты). Коррекция часов приборов учета проводится при выявлении поправки шкалы времени часов счетчиков относительно шкалы времени часов сервера баз данных, превышающей по абсолютной величине три секунды.
Уровни ИИК ТИ и ИВК соединены между собой посредством цифровых каналов связи.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК), состав которых указан в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и их состав
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ | Фаза, тип СИ, модификация | ||
| 1 | В-СРП-9-11В | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1000/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 2 | В-СРП-9-11Б | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1500/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 3 | В-СРП-10-11А | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1500/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 4 | В-СРП-10-12В | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1000/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 5 | В-СРП-10-12Б | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1500/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 6 | В-СРП-9-12А | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=1500/5 | А | ТВЛМ-10 |
| С | ТВЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 | А | НТМИ-6-66 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| При бор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 7 | В-1-4BV/PO2 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 2473-05; Ктт=1500/5 | А | ТЛМ-10 |
| С | ТЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,2; Г.р. № 11094-87; Ктн=6000/100 | А | НАМИ-10 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| Прибор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| 8 | В2-СРП-5-4BV | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 2473-05; Ктт=1500/5 | А | ТЛМ-10 |
| В | ТЛМ-10 | ||||
| С | ТЛМ-10 | ||||
| ТН | КТ 0,2; Г.р. № 11094-87; Ктн=6000/100 | А | НАМИ-10 | ||
| В | |||||
| С | |||||
| Прибор учета | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 34868-07 | PM175 | |||
| Примечание: Измерительные каналы включают в себя серверы HP Proliant DL380e Gen8 (основной и резервный) | |||||
В АИИС используется программное обеспечение (ПО) «ЭНФОРС версия АЭС». Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Collector_energy.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 4.1.27.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 353d8f412f935150b52e3ac2ce5ad478 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
приведены в таблице 3.
| Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИ | [С ТУЭ |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 8 |
| Доверительные границы основной относительной погрешности ИК при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения | приведены в таблице 4 |
| Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК при вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения | приведены в таблице 4 |
| Поправка часов компонентов АИИС ТУЭ относительно шкалы времени UTC(SU), не более, с | ±5 |
| Период измерений активной и реактивной электрической энергии, минут | 3 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 3 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, не менее, лет | 3,5 |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, не менее, суток | 35 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочая температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов, °С | от 0 до +40 |
| счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| оборудования ИВК, °С | от +15 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от ином | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,5 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| ток, % от Гим | от 5 до 120; |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС ТУЭ
| при измерении электрической эне | ргии | ||
| Тока, % от 1ном1 | Коэффициент | ИК №1 | - ИК №8 |
| мощности | ±5wa, % | ±5wP, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 5 | 0,5 | 5,5 | 3,1 |
| 0,8 | 3,0 | 4,7 | |
| 0,865 | 2,6 | 5,7 | |
| 1 | 1,9 | - | |
| 20 | 0,5 | 3,0 | 2,1 |
| 0,8 | 1,8 | 2,8 | |
| 0,865 | 1,6 | 3,3 | |
| 1 | 1,2 | - | |
| 100, 120 | 0,5 | 2,3 | 1,9 |
| 0,8 | 1,4 | 2,4 | |
| 0,865 | 1,3 | 2,7 | |
| 1 | 1,0 | - | |
5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;
5WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра ГДАР.411711.161-08 ПФ Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция». Эксплуатационная документация. Паспорт-формуляр.
Сведения о комплектности приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии | PM175 | 8 |
| Сервер синхронизации времени | Метроном-300 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL380e Gen8 | 2 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная технического учета электроэнергии филиала АО Концерн «Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция». Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.161-08 ПФ | 1 |
| Системы автоматизированные информационноизмерительные технического учета электроэнергии филиалов АО Концерн «Росэнергоатом». Методика поверки | 082-30007-2016-МП | 1 |
осуществляется по документу 082-30007-2016-МП «Системы автоматизированные информационно-измерительные технического учета электроэнергии филиалов АО «Концерн Росэнергоатом». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в августе 2016 г. Основные средства поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии -в соответствии с методикой поверки МП 34868-07, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе: «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция». Свидетельство об аттестации методики измерений №294-01.00249-2016 от «16» июня 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной технического учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
