Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция", 67161-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская 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.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	67161-17
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"
Изготовитель	АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Год регистрации	2017
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

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 ХМЬ-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 несанкционированного 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, 0,2 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802RAL-P4G-DW-4 и А1802RALXQV-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 ( ГР № 31857-11) , указанные в таблице 2 (27 точек измерения), 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 Белоярской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным программным обеспечением программного комплекса (ПК) "АльфаТЦЕНТР", устройство синхронизации времени (УСВ), выполненное на базе GPS-приемника типа yCCB-16HVS (основное устройство), NTP-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, ее 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).

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 подвергаются дальнейшей обработке и 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 Белоярской 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 двухпроводной 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-16ИУ8, (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:

- КТР-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), исключает возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

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

ИКр

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСВ уровня ИВКЭ

^1		ON		'VI		-р*.			ю	-	-
ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Заречная 2		ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Заречная 1		ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Г агарский		ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Блочная		ТГ-6	ТГ-5	ТГ-4	ю
JOF-123/245 (мод. JOF 145) КТ 0,2S 750/5		JOF-123/245 (мод. JOF 145) КТ 0,2S 750/5		JOF-123/245 (мод. JOF 145) КТ 0,2S 750/5		JOF-123/245 (мод. JOF 145) КТ 0,2S 750/5		ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 10000/5	ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 10000/5	ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 10000/5
НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 110000/л/3/100/л/3	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 110000/л/3/100/л/3	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 1 юооол/з/юол/з	ЗНОМ-15-63М.У2 КТ 0,5 15750/л/3/100/л/3	ЗНОМ-15-63М.У2 КТ 0,5 15750/л/3/100/л/3	ЗНОМ-15-63М.У2 КТ 0,5 15750/л/3/100/л/3
A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5	A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5	A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5
Сервер станции											о\
GPS-приемник типа YCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»											00
GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )											VO
Активная, реактивная											о

Продолжение таблицы 2

I-

BJI 220 кВ Белоярская АЭС-Мраморная

ОВ 110 Белоярская АЭС

В Л 110 кВ Белоярска* АЭС-Измоденово с отпайкой на ПС Белоречка

ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Кортогуз с отпайками

ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Асбест II цепь с отпайками

ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Асбест I цепь с отпайками

JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5

TG145-420 (moa.TG 145N -УХЛ1)

КТ 0,2S 750/5

JOF-123/245 (мод. JOF 145) КТ 0,2S 750/5

НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 110000/л/3/100/л/3

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2

1 юооол/з/юол/з

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 110000/л/3/100/л/3

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2

110000/л/з/100/л/з

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 110000/V3/100/л/з

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/05

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RAL-

P4G-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Сервер станции

о\

GPS-приемник типа YCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )

Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»

GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП

«ВНИИФТРИ» (резервный )

Активная, реактивная

Продолжение таблицы 2

VO	00				Ov		'VI				-
ТТ-7	ОВВ 220 Белоярская АЭС		BJI220 кВ Белоярская АЭС -Новосвердловская ТЭЦ		ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС -Каменская		ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС -Курчатовская №1		ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС -Курчатовская №2		ю
GSR КТ 0,2S 24000/1	JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5		JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5		JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5		JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5		JOF-123/245 (мод. JOF 245) КТ 0,2S 1200/5
TJC 7.0-G КТ 0,2 24000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	НАМИ-220-УХЛ1 КТ 0,2 220000/л/3/100/л/3	-р*.
A1802RALXQV- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5	A1802RAL-P4G- DW-4 КТ 0,2S/0,5		А1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		А1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RAL- P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5
Сервер станции											Ov
GPS-приемник типа YCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )											^1
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»											00
GPS-приемник типа YCCB-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )											VO
Активная, реактивная											о

Продолжение таблицы 2

ю ю		ю		ю о		-
Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 2 СШ 500 кВ, яч. 5, BJI 500 кВ Курчатовская - Шагол		Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 7, BJI 500 кВ Курчатовская - Исеть		Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 1, BJI 500 кВ Курчатовская - Южная		ю
TG550 КТ 0,2S 2000/1		TG550 КТ 0,2S 2000/1		TG550 КТ 0,2S 2000/1		LtJ
СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	СРВ 72-800 (мод.СРВ 550) КТ 0,2 5 00000/л/3/100/л/3	-Р*.
A1802RALXQV- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RALXQV- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5		A1802RALXQV- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5
Сервер станции						ON
GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )						^1
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»						00
GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный )						VO
Активная, реактивная						о

Продолжение таблицы 2

				о
	нЧ	К)	Г)		Lf\
О о	о	-1^		-р*. Ltl	о о
	ю сг>		н о	1 ю

ТУ

тз-

ю /->

Я 2

2 о

° нн

тх

ТЗ ю о о

° нн

О 7S

oj о

О ы W й о Я

ТЗ-

° нн

О 7S

oj о

^ "ю

тт

2 о

hd <i

td ^

fO 00

-Es. О

& о

о»

hd <i td ^ fO 00

_ь. О

Сл о

о»

hd <i td ^ fO 00

-Es. О

& о

О hd td

lo и ?

& о

° нн

О 7S

oj о

О ы W й о Я

£ О

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 8, BJI220 кВ Белоярская АЭС -Курчатовская № 1

° нн 2

|Зо gg

£ о

тг

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 6, BJI220 кВ Курчатовская - Каменская

			Н О
н	ю	п
о	-1^ (./1		-i^ <л
ю сг>		н о	1 Ю О

ТЗ-

° нн

О 7S

oj о

^ "ю

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 5, BJI220 кВ Курчатовская - Окунёво

W			н О
Н	к>	п
о	-1^ (./1		-i^ <л
ю сг>		Н О	■ Ю О

тз-

Ю /->

Я 2

2 о

° нн

О W >1 > Н о w о ^

М О 00 » 8 о W ^ > I5 Г о <

М О 00 » 8 о W

^ > I5 г о <

О 00 » 8 о W

^ > I5 Г о <

"ю сг>

<э

'ui

"ю сг>

<э

'ui

"ю сг>

<э

'ui

Сервер станции

GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервный), тайм-

серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) <|

Сервер АО «Концерн Росэнергоатом»

GPS-приемник типа yCCB-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП

«ВНИИФТРИ» (резервный )

Активная, реактивная

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ;

ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 9,

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 2

TG 145-420 (мод.TG 245)

КТ 0,2S 1500/1

CPB 72-800 (мод^В 245) КТ 0,2 220000/V3/100/V3

А1802RALXQV P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Сервер станции

GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/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

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; яч. 7,

ОВ 220 кВ

TG 145-420 (мод.TG 245)

КТ 0,2S 1500/1

CPB 72-800 (мод^В 245) КТ 0,2 220000/V3/100/V3

CPB 72-800 (мод.CPB 245) КТ 0,2 220000/V3/100/V3

А1802RALXQV P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Ином; ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд <cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (20 ±5) °С и относительной погрешности в рабочих условиях измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энер-гии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Ином, ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, погрешность измерений 81(2)%P и 51(2)%q для cosj = 1,0 нормируется от I1% , погрешность измерений 81(2)%P и 51(2)%Q для cosj < 1,0 нормируется от 2%. Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3,4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии_

Номер измерительного канала	Коэффициент мощности cos j	Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии 5, %
		^^Уо^изм^о/,,	I 5%—1изм<1 20%		I 20%—1изм<1100%	I100%—IиЗM<Il20%
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S)	1,0	не норм.	±1,1		±0,8	±0,7
	0,8	не норм.	±1,5		±1,0	±0,9
	0,5	не норм.	±2,3		±1,6	±1,4
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S)	1,0	±1,0	±0,5		±0,4	±0,4
	0,8	±1,3	±0,8		±0,6	±0,6
	0,5	±2,0	±1,2		±0,9	±0,9
Номер измерительного канала	Коэффициен т мощности cos j	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %
		11(2)%<1изм<15%		I 5%—1изм<120%	I20%—!изм<!100	Il00%<IиЗM<Il20%
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S)	1,0	не норм.		±1,2	±1,0	±0,9
	0,8	не норм.		±1,6	±1,2	±1,1
	0,5	не норм.		±2,4	±1,7	±1,6
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S)	1,0	±1,2		±0,8	±0,7	±0,7
	0,8	±1,4		±1,1	±0,9	±0,9
	0,5	±2,1		±1,4	±1,1	±1,1

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии_

Номер измерительного канала	Коэффициент мощности cos j /sin j	Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии 5, %
Номер измерительного канала	Коэффициент мощности cos j /sin j	I1(2)%<Iизм<I5%	I5%<Iизм<I20%	I20%<Iизм<I100%	I100%<Iизм<I120%
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5	0,8/0,6	не норм.	±2,2	±1,5	±1,3
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5	0,5/0,87	не норм.	±1,6	±1,1	±1,0
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5	0,8/0,6	±1,9	±1,4	±1,0	±1,0
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5	0,5/0,87	±1,5	±1,2	±0,8	±0,8

Номер измерительного канала	Коэффициент мощности cos j /sinj	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %
Номер измерительного канала	Коэффициент мощности cos j /sinj	^^“/о^изм^Уо	I5%<Iизм<I20%	I20%<Iизм<Il00%	Il00%<Iизм<Il20%
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5	0,8/0,6	не норм.	±2,6	±2,0	±1,9
1-3 (ТТ - 0,2; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5	0,5/0,87	не норм.	±2,2	±1,8	±1,7
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5	0,8/0,6	±2,4	±2,0	±1,7	±1,7
4-27 (ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5	0,5/0,87	±2,1	±1,9	±1,6	±1,6

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;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) 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.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы	Регистрационный номер в Информационном фонде По обеспечению единства измерений	Количество
1	2	3
Трансформатор тока ТШЛ-20Б-1, КТ 0,2	4016-74	9 шт.
Трансформатор тока JOF 145, КТ 0,2S	29311-10	24 шт.
Трансформатор тока TG 145N, КТ 0,2S	30489-05	3 шт.
Трансформатор тока JOF 245, КТ 0,2S	29311-10	18 шт.
Трансформатор тока GSR, КТ 0,2S	25477-08	3 шт.
Трансформатор тока TG 550, КТ 0,2S	26735-08	9 шт.
Трансформатор тока TG 245, КТ 0,2S	15651-06	15 шт.
Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-63М.У2, КТ 0,5	46277-10	9 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-110-УХЛ1, КТ 0,2	24218-03	6 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-220-УХЛ1, КТ 0,2	20344-05	6 шт.
Трансформатор напряжения TJC 7.0-G, КТ 0,5	49111-12	3 шт.
Трансформатор напряжения CPB 550, КТ 0,2	15853-06	18 шт.
Трансформатор напряжения CPB 245, КТ 0,2	15853-06	18 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1802RAL-P4G-DW-4, КТ 0,2S/0,5	31857-11	18 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1802RALXQV-P4GB -DW-4, КТ 0,2S/0,5	31857-11	9 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)	-	7шт.
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 4222-03-7730035496-2017	1экз.
Формуляр ФО 4222-03-7730035496-2017	1экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-03-7730035496-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 02 февраля 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».

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». НВЦП. 422200.096. МВИ». Аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 168/RA.RU. 311290/2015/2016 от 10 января 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская 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».