Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Смоленская атомная станция" Нет данных, ГРСИ 67162-17
Номер госреестра:
67162-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Смоленская атомная станция"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 422200.098
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65689
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная
КУЭ) филиала АО «Концерн
коммерческого
Росэнергоатом»
Система автоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
«Смоленская атомная станция»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Смоленская 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 средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
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; 0,2 по ГОСТ 7746-01,
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01,
счетчики электрическойэнергиитрехфазныемногофункциональныеАльфаА1800
(модификации А1802RAL-P4G-DW-4 и А1802RAL-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5
( ГР № 31857-11) , указанные в таблице 2 (12 точек измерения), вторичные измерительные цепи
и технические средства приема-передачи данных.
Лист № 2
Всего листов 11
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки ИВКЭ,
включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Смоленской атомной станции
(далее-сервер станции)сустановленнымсервернымпрограммнымобеспечением
программного ком-плекса (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,атакже совокупность аппаратных, каналообразующихсредств,
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 напряже-
ния. 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)производитсчитываниеизсерверастанцииданныхкоммерческогоучета
электроэнергииизаписейжурналасобытий. Считанныеданныезаписываютсяв
энергонезависимую память сервера АО «Концерн Росэнергоатом» (заносятся в базу данных).
Обмен информацией счетчиков и сервера станции происходит по проводным
и оптическим линиям ЛВС Смоленской 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.
Лист № 3
Всего листов 11
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-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 УССВ,
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.
Вкачестверезервныхисточниковсинхронизациивременисерверастанции
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.
Лист № 4
Всего листов 11
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)иприкладноеПО - программныйкомплекс(ПК)«АльфаЦЕНТР»
(свидетельствоо метрологической аттестацииот 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 ПОПК «АльфаЦЕНТР»
Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
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
фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Номер ИК
Наименование
присоединения
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
ИВКЭ
УСВ уровня ИВКЭ
ИВК
УСВ уровня ИВК
Вид электроэнергии
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ 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
Состав измерительного канала
12345678910
Лист № 5
Всего листов 11
GSE 20
КТ 0,2
20000/√3/100/√3
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
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 )
Продолжение таблицы 2
12345678910
ТГ-1
1ТШЛ20Б-III
КТ 0,2
18000/5
GSE 20
КТ 0,2
20000/√3/100/√3
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
ТГ-2
2ТШЛ20Б-III
КТ 0,2
18000/5
GSE 20
КТ 0,2
20000/√3/100/√3
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
ТГ-3
3ТШЛ 20.GSE 20
(мод.ТШЛ-20Б-У3) КТ 0,2
КТ 0,220000/√3/100/√3
18000/5
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
ТГ-4
4ТШЛ 20GSE 20
(мод.ТШЛ-20Б-У3) КТ 0,2
КТ 0,220000/√3/100/√3
18000/5
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
ТГ-5
5ТШВ 24
(мод.ТШВ-24-У3)
КТ 0,2
24000/5
GSE 20
КТ 0,2
20000/√3/100/√3
А1802RAL-
P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5
ТГ-6
6
ТШВ 24
(мод.ТШВ-24-У3)
КТ 0,2
24000/5
ВЛ 750 кВ Смоленская
АЭС - ПС Белорусская
7VCU
(мод.VCU-765)
КТ 0,2
750000/√3/100/√3
(мод.
S
К
S
3
A
A
Т
0
S
0
S
0
0
8
,
8
/
2
0
1
0
S
0
0/3G)
7
(
5
м
0
о
0
д
0
К
.
0
V
V
Т
/√
C
C
3
0
U
U
/
,2
1
-
0
7
0
6
/
5
√
)
3
VCU
(мод.VCU-765)
КТ 0,2
750000/√3/100/√3
VCU
КТ 0,2
ВЛ-750 Смоленская АЭС -
Новобрянская 750
8VCU
(мод.VCU-765)
КТ 0,2
SAS 800
750000/√3/100/√3
(мод.SAS 800/1G)
(мод.VCU-765)
КТ 0,2S
3000/1
750000/√3/100/√3
VCU
(мод.VCU-765)
КТ 0,2
750000/√3/100/√3
Сервер станции
Сервер АО «Концерн
Росэнергоатом»
GPS-приемник типа УССВ -16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП
«ВНИИФТРИ» (резервный )
Активная
Реактивная
Лист № 6
Всего листов 11
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
TG 145-420
(мод.TG 420)
КТ 0,2S
1500/1
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
TG 145-420
(мод.TG 420)
КТ 0,2S
1500/1
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/05
Сервер станции
Продолжение таблицы 2
12345678910
ВЛ-500 Смоленская
АЭС -Михайловская
ВЛ-500 Смоленская
АЭС -Калужская
9VCU
(мод.VCU-525)
SAS 550 КТ 0,2
(мод.SAS 550/5G) 500000/√3/100/√3
КТ 0,2S VCU
3000/1(мод.VCU-525)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3
10VCU
(мод.VCU-525)
SAS 550
КТ 0,2
(мод.SAS 550/5G)
500000/√3/100/√3
КТ 0,2S
VCU
3000/1
(мод.VCU-525)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3
11
TG 145-420
(мод.TG 420)
КТ 0,2S
1500/1
ВЛ-330 Смоленская АЭС -
Рославль 1
12
TG 145-420
(мод.TG 420)
КТ 0,2S
1500/1
ВЛ-330 Смоленская АЭС -
Рославль 2
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/√3
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/√3
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/√3
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/√3
OTCF
(мод.OTCF-362)
КТ 0,2
330000/√3/100/√3
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
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала
(параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк;
температура окружающей среды (20 ±5) °С 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.≤ cosφ ≤ 0,8 емк, погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
= 1,0
нормируется от I
1%,
а погрешность измерений
d
1(2)%
P и
d
1(2)%
Q для cos
j
< 1,0 нормируется от
I
2%
.Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии
от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3,4,5,6.
Лист № 7
Всего листов 11
Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии
d
, (%)
Номер
измерительного
канала
I
1(2)%
≤Iизм<I
5%
I
5%
≤Iизм<I
20%
I
20%
≤Iизм<I
100%
1-6
(0,2; 0,2; 0,2S)
7-12
(0,2S; 0,2; 0,2S)
Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного
канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической
энергии
Коэффициент
мощности
cos
j
I
100%
≤Iизм≤I
120%
1,0не норм.
0,8не норм.
0,5не норм.
1,0 ±1,0
0,8 ±1,3
0,5 ±2,0
±0,9
±1,3
±2,0
±0,5
±0,8
±1,2
±0,5
±0,7
±1,1
±0,4
±0,6
±0,9
±0,4
±0,6
±0,9
±0,4
±0,6
±0,9
1-6
(0,2; 0,2; 0,2S)
7-12
(0,2S; 0,2; 0,2S)
Номер
Коэффициен
т мощности
cos
j
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала в
рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
измерительного
эксплуатации
d
, (%)
канала
I
1(2)%≤
Iизм<I
5%
I
5%
≤Iизм<I
20%
I
20%
≤Iизм<I
100
I
100%
≤Iизм≤I
120%
1,0не норм.±1,1±0,8±0,7
0,8не норм.±1,4±1,0±0,9
0,5не норм.±2,1±1,3±1,1
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
Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии
d
, (%)
Номер
измерительного
канала
Коэффициент
мощности
cos
j
/sin
j
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного
канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической
энергии
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
1-6
(0,2; 0,2; 0,5)
7-12
(0,2S; 0,2; 0,5)
0,8/0,6
0,5/0,87
0,8/0,6
0,5/0,87
не норм. ±1,9
не норм. ±1,5
±1,9 ±1,4
±1,5 ±1,2
±1,1±1,0
±0,9±0,8
±1,0±1,0
±0,8±0,8
Лист № 8
Всего листов 11
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации
d
, (%)
Номер
измерительного
канала
Коэффициент
мощности
cos
j
/sin
j
Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала в
рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
1-6
(0,2; 0,2; 0,5)
7-12
(0,2S; 0,2; 0,5)
0,8/0,6
0,5/0,87
0,8/0,6
0,5/0,87
не норм. ±2,4
не норм. ±2,1
±2,4 ±2,0
±2,1 ±1,9
±1,8±1,7
±1,6±1,6
±1,7±1,7
±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.
Лист № 9
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Наименование компонента системы
Регистрационный
номер в
Информационном
фонде по
обеспечению
единства
измерений
31857-11
6 шт.
31857-11
6 шт.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
Количество
2
4242-74
1837-63
6380-77
25121-07
25121-07
15651-06
48526-11
53610-13
53610-13
30290-05
3
6 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
12 шт.
18 шт.
18 шт.
12 шт.
12 шт.
-
-
1 шт.
1 шт.
-
-
8 шт.
2 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
1
Трансформатор тока ТШЛ20Б-III, КТ 0,2
Трансформатор тока ТШЛ-20Б-У3, КТ 0,2
Трансформатор тока ТШВ-24-У3, КТ 0,2
Трансформатор тока SAS 800/3G, КТ 0,2S
Трансформатор тока SAS 550/5G, КТ 0,2S
Трансформатор тока TG 420, КТ 0,2S
Трансформатор напряжения GSE 20, КТ 0,2
Трансформатор напряжения VCU-765, КТ 0,2
Трансформатор напряжения VCU-525, КТ 0,2
Трансформатор напряжения OTCF-362, КТ 0,2
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные A1802RAL-P4G-DW-4, КТ 0,2S/0,5
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные А1802RAL-P4GB -DW-4, КТ 0,2S/0,5
Сервер станции совместимый с платформой х86
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» совместимый с
платформой х86
АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП)
Устройство синхронизации времени на базе
GPS-приемника типа УССВ-16HVS
Резервное устройство синхронизации времени NTР-сервер
точного времени типа LANTIME M300/GPS
Резервное устройство синхронизации времени- тайм-
серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты
ФГУП «ВНИИФТРИ»
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-04-7730035496-2017
1экз.
Формуляр ФО 4222-04-7730035496-20171экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-04-7730035496-2017 «Система автоматизированная
информационно
-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)
филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Смоленская атомная станция». Методика поверки,
утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01 марта 2017 г.
Лист № 10
Всего листов 11
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы токав 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 в соответствии с документом «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).
Допускаетсяприменятьсредстваповерки,неприведенныевперечне,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 методиках (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» «Смоленская
атомная станция». НВЦП. 422200.098. МВИ». Аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ».
Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 169/RA.RU 311290/2015/2016
от 27 февраля 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Смоленская 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».
Изготовитель
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
Лист № 11
Всего листов 11
Заявитель
Акционерное общество «Электроцентроналадка» (АО «ЭЦН»)
ИНН 7730035496
Адрес: 121059 г. Москва, Бережковская набережная, д. 16, корп. 2
Телефон: (495) 240-67-10, доб.14-17
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.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 45438-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Карельский окатыш" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72150-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Новотроицкая" | Нет данных | ООО "Велес", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 51449-12 | Система измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 50756-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Переемная" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Бурятия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48265-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "КАМАЗ" | Нет данных | ГАУ "Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан при кабинете Министров Республики Татарстан" (ГАУ ЦЭТ РТ), г.Казань | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений