| Номер в госреестре | 73829-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская атомная станция" |
| Изготовитель | АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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.
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
| Таблица 2 - Состав И | К АИИС КУЭ и их метрологические характеристики | ||||
| №№ ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | ПС 501 «БРТ». Рабочий ввод 11 РБ | 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 |
| 2. | 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 |
| 3. | ПС 353 «Систа». Ввод-1 Т | 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 |
| 4. | 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 |
| 5. | 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 |
| 6. | 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 |
| 7. | 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 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 8. | 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: 1 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. 2 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 | Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 - 4, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |
| 1н1 < ^ < 1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН - ; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 2,6 | 4,7 | 2,3 | 2,9 | 4,9 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2I^ | 1,0 | 1,6 | 2,8 | 1,6 | 2,0 | 3,2 | |
| 0,2Iн1 < I1 < Ie1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,7 | 2,3 | |
| ^1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,7 | 2,3 | |
| 7 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,8 | 5,4 |
| 0,2Iн1 < I1 < Ie1 | 0,9 | 1,4 | 2,7 | 1,1 | 1,6 | 2,8 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 1,0 | 1,9 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | |
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 - 4, 8 | 0,051н1 < 11 < 0,21н1 | 4,4 | 2,5 | 4,6 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 |
| ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,7 |
| 5, 6 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 4,7 | 3,2 | 5,8 | 4,1 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 2,8 | 1,9 | 3,4 | 2,6 | |
| (ТТ 0,5S; ТН - ; Сч 1,0) | 0,21н1 < ^ < 1н1 | 1,8 | 1,4 | 2,3 | 1,9 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,8 | 1,3 | 2,2 | 1,8 | |
| 7 | 0,051н1 < ^ < 0,21н1 | 4,3 | 2,5 | 4,5 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; | 0,21н1 < ^ < 1н1 | 2,2 | 1,4 | 2,6 | 1,9 |
| ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,6 | 1,0 | 2,1 | 1,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 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 ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от !ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от !ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - для ТТ и ТН: | от -40 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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. |
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/V3...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.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций ПС-501, ПС-353, РП-5 филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные 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
| Зарегистрировано поверок | 37 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
