Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее

- БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Первичные токи и напряжения трансформируются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 13-22, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.

Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 23-24, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.

Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 1 -2 по основному беспроводному каналу GSM связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.

Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 3-4 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.

Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 5-12 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.

В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на сервер БД уровня ИВК.

В сервере БД ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчётных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP, сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению

о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сервер БД ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ и при расхождении ±1 с. и более, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. Сервер АИИС КУЭ периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД и при расхождении ±1 с. и более с УСПД производит синхронизацию шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера БД ИВК. Каскадно включенные УСПД периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени нижестоящего УСПД и при расхождении ±2 с. и более производят синхронизацию шкалы времени нижестоящего УСПД с собственной шкалов времени.

Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии и УСПД, отражаются в журнале событий УСПД.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД и сервера, отражаются в журнале событий сервера.

Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ: 003

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаТЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Альфа! ЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альф аТ ЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаТ ЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование

ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

УССВ/

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РТП-23 6 кВ

1

РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.1а

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 ТВЛМ-10 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Рег. № 37288-08/ УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HPDL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

2

РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.14

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ Жилзона №2

3

ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 1 с.ш. яч.1а

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. №21256-07

3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Рег. № 912-70

A2R1-4-AL-C25-T Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27428-04

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,0

4

ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 2 с.ш. яч.8

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. №21256-07

3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Рег. № 912-70

A2R-4-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 14555-02

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±2,3

±5Д

5

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-69

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-69

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.11

ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 58720-14

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,4

8

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.21

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

9

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.40

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

10

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.44

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.45

ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 58720-14

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,4

12

ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.49

ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. №47959-11

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ПС 35 кВ Котельные №1

13

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.2

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

14

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.З

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

16

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

17

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.10

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

18

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.15

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.17

ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 29390-05

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

20

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.20

ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 29390-05

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

21

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.21

тпл-ю

Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

22

ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.22

ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 29390-05

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 35 кВ Профилакторий №4

23

ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.1а

ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Рег. №32139-11

НАМИ-ЮУ2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. №20175-01

RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HP DL380 G5

№CZ14050

045

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,2

24

ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.2

твлм-ю

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1856-63

НАМИ-ЮУ2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,3

±5,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с__±5

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05)ТНОМ и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 от 0 до + 40 °С.

4    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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

5    Допускается замена УССВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.

6    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

24

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для счетчика СЭТ-4ТМ.02.2

90000

для счетчика A2R1-4-AL-С25-Т

120000

длясчетчика A2R-4-AL-С25-Т+

120000

для счетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

140000

для счетчика ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД RTU-325:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

УССВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Г лубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

45

УСПД RTU-325:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее -

45

при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    в журнале событий УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД.

-    пропадания и восстановления связи со счётчиком в журнале событий сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике, УСПД и сервера.

-    пропадания и восстановления связи со счётчиком и УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТПЛ-10

11

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

7

Трансформатор тока

ТОЛ-35

6

Трансформатор тока

ТЛМ-10

8

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

6

Трансформатор тока

ТОЛ

2

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10с

6

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

5

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10У2

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.2

18

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A2R1-4-AL-С25-Т

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A2R-4-ALX25^+

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

4

Устройство синхронизации времени

УССВ-2

1

Сервер баз данных

HP DL380 G5 №CZ14050045

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Паспорт-Формуляр

ЭСКВ.466645.003.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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.

Правообладатель

Акционерное общество «Энергетическая компания АтомСбыт» (АО «АтомСбыт»)

ИНН 3666092377

Юридический адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»

Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»

Телефон: +7 (473) 222-71-41 Факс: +7 (473) 222-71-41 E-mail: office@atomsbyt.ru

Развернуть полное описание