Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69017-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69017-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Ростовская атомная станция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03.02 |
Производитель / Заявитель
АО "Концерн Росэнергоатом", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 69017-17: Описание типа СИ | Скачать | 133.8 КБ | |
| 69017-17: Методика поверки МП 201-056-2017 | Скачать | 7.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин, один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в ХМК-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) с электронной подписью и внешним организациям в соответствии с согласованным регламентом передачи;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (далее -ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,2 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 или ТУ 4228-011-29056091-11 при измерении
реактивной электроэнергии, установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), который включает в себя сервер баз данных Ростовской атомной станции (далее -сервер станции), 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 нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер АО «Концерн Росэнергоатом», 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, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов КО и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл мощности по времени, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер станции при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» посредством технологии межсерверного обмена данными, осуществляемой программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», считывает измерительную и служебную информацию из базы данных сервера станции, выполняет дальнейшую обработку и хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.
Обмен информацией между счетчиками и сервером станции происходит по проводным и оптическим линиям локальной вычислительной сети Ростовской атомной станции с использованием протоколов RS-485 и Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера станции, счетчиков. УСВ реализовано на базе приемника УССВ-16 HVS, принимающего сигналы точного времени системы GPS и формирующего шкалу точного времени.
Синхронизация часов сервера станции по шкале точного времени осуществляется с цикличностью один раз в час 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 сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В СОЕВ в качестве резервных вариантов предусмотрено формирование шкалы точного времени при помощи сервера времени LANTIME M300/GPS или сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) -NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». При использовании сервера времени LANTIME M300/GPS источником точного времени является система GPS. В обоих резервных случаях серверы времени подключаются к серверу станции, шкала времени передается по протоколу NTP. Синхронизация часов сервера станции осуществляется с цикличностью не реже один раз в 1024 с независимо от величины расхождения показаний часов.
На уровне ИВК для формирования шкалы точного времени используется сервер времени ГСВЧ (NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ»), подключенный к серверу АО «Концерн Росэнергоатом». Сравнение показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» с эталонным временем сервера времени ГСВЧ осуществляется один раз в 30 мин, синхронизация происходит при расхождении показаний на величину более чем ±1 с. При этом на уровне ИВК синхронизация времени носит служебный характер и на результаты измерений электроэнергии не влияет.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на сервере станции и сервере АО «Концерн Росэнергоатом». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±2 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4, основные технические характеристики - в таблице 5.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Невинномысск |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S КТТ = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 ТН-2: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 |
Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G- DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная, реактивная |
|
2 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк № 2 |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 ТН-2: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |||
|
3 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк № 1 |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S КТТ = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДЕ-500-72У1 Кл. т. 0,5 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 5898-77 ТН-2: НДЕ-500-72У1 Кл. т. 0,5 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 5898-77 |
Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G- DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
4 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Шахты |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 38001-08 ТН-2: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 КТН = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 38001-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G- DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная, реактивная |
|
5 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Буденновск |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 КТН = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 ТН-2: НДЕ-М-500 Кл. т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQ-P4GB-DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
6 |
ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Г ородская-2 |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2 КТТ = 1000/1 Рег. № 20645-00 |
ТН ВЛ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 38000-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G- DW-4) Кл. т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
7 |
ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск № 1 |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-П* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 20645-05 |
ТН ВЛ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4G- DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная, реактивная |
|
8 |
ВЛ 220 кВРостовская АЭС - Волгодонск № 2 |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S КТТ = 2000/1 Рег. № 20645-05 |
ТН ВЛ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 КТН = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Кта = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
9 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Ростовская |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 КТН = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 38001-08 ТН-2: НДКМ-500 Кл. т. 0,2 КТН = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 38001-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
10 |
ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС -Южная |
SAS 123/245/ 362/550/800 (мод. SAS 550) Кл. т. 0,2S КТТ = 2000/1 Рег. № 25121-07 |
ТН-1: НДЕ-М-500 Кл. т.0,2 КТН = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 ТН-2: НДЕ-М-500 Кл. т.0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) Рег. № 26197-09 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQ-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Сервер станции |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная, реактивная |
|
11 |
ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S КТТ = 2000/1 Рег. № 20645-05 |
ТН ВЛ: НДКМ-220 Кл. т.0,2 КТН = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т.0,2 КТН = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 КЛ. Т. 0,2 КТН = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
12 |
ОВ 220 кВ Ростовская АЭС |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) Кл. т. 0,2S Ктт = 2000/1 Рег. № 20645-05 |
ТН ОСШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 1СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 ТН 2СШ: НДКМ-220 Кл. т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 38000-08 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
13 |
Г-1 |
ТШВ24 Кл. т. 0,2 Ктт = 30000/5 Рег. № 6380-77 |
GSE 30 Кл. т. 0,2 Ктн = (24000/^3)/(100/^3) Рег. № 48526-11 |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Сервер станции |
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Активная, реактивная |
|
14 |
Г-2 |
ТШВ24 Кл. т. 0,2 Ктт = 30000/5 Рег. № 6380-77 |
TJC 7.0-G Кл. т. 0,2 Ктн = (24000/^3)/(100/^3) Рег. № 49111-12 |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |||
|
15 |
Г-3 |
GSR Кл. т. 0,2S КТТ = 32000/5 Рег. № 25477-08 |
UGE Кл. т. 0,2 КТН = (24000/^3)/(100/^3) Рег. № 25475-11 |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
16 |
Г-4 |
GSR Кл. т. 0,2S 32000/5 Рег. № 25477-13 |
GSE 30 Кл. т. 0,2 КТН = (24000/^3)/(100/^3) Рег. № 48526-11 |
Альфа А1800 (мод. А1802RALXQV- P4GB-DW-4) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной
электроэнергии и мощности
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
51( I1(2)%< |
2)%, изм<15% |
55%, 15%<1изм<120% |
520%, 120%<1изм<1100% |
5100%, 1100%<1изм<1120% | |||||
|
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р | ||
|
1, 2, 4, 5, 7— 12, 15, 16 |
1,0 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,6 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,2 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,3 |
±1,5 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,8 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
3 |
1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,2 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,5 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,6 | |
|
6, 13, 14 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±0,9 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
|
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±1,1 |
±1,2 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,8 | |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,2 |
±1,4 |
±0,7 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±1,4 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,9 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,0 |
±2,2 |
±1,2 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,2 | |
Примечание:
5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
5Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной
электроэнергии и мощности
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
52%, I2%—1изм<15% |
55%, I5%—1изм<120% |
520%, I20%—1изм<1100% |
5100%, I100%—I-изм—I120% | ||||||
|
5оQ |
5q |
5оQ |
5q |
5оQ |
5q |
5оQ |
5q | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1, 4, 5, 7-11, 15, 16 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±1,7 |
±2,3 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,4 |
±2,0 |
±1,0 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±0,9 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,5 |
±0,8 |
±1,5 | |
|
3 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,1 |
±2,6 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,6 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±1,4 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,1 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,6 | |
|
6 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,5 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,3 |
±2,0 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,9 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±1,6 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,7 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,3 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,5 |
±0,8 |
±0,5 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
2, 12 |
0,9 |
±2,7 |
±3,6 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,0 |
±2,8 |
±1,3 |
±1,7 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,4 |
±0,7 |
±1,1 |
±0,7 |
±1,0 | |
|
13, 14 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,5 |
±2,8 |
±1,4 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±1,8 |
±2,2 |
±1,1 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±1,6 |
±1,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±1,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,3 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,7 |
±1,0 | |
|
Примечание: 50q - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности; 5q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||||||
Примечания к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (30 мин).
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
16 |
|
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже |
1 |
|
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - магнитная индукция внешнего происхождения - температура окружающей среды, °С: - для счетчиков - для других компонентов |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 0,8 до 1 50 отсутствует +23 от +20 до +25 |
|
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение, % от U№m ток, % от 1ном: - для ИК №№ 1-5, 7-12, 15, 16 - для для ИК №№ 6, 13, 14 коэффициент мощности cos ф частота, Гц температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для серверов магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1 от 49,8 до 50,2 от -40 до +70 от +8 до +38 от +10 до +35 0,5 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
серверы: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
172 |
|
- при отключении питания, лет, не менее сервер: |
30 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Погрешность СОЕВ не превышает, с |
±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- 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, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Предусмотрена возможность коррекции времени в счетчиках и серверах ИВКЭ и ИВК (функция автоматизирована)
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
GSR |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
SAS 123/245/362/550/800 (мод. SAS 550) |
21 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФ 220-II* (мод. ТГФ 220-II* У1) |
15 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШВ24 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
GSE 30 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
TJC 7.0-G |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
UGE |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-500-72У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДЕ-М—500 |
24 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-220 |
21 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-500 |
12 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4G-DW-4) |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RALQ-P4GB-DW-4) |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQ-P4GB-DW-4) |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 (мод. A1802RALXQV-P4GB-DW-4) |
2 шт. |
|
Сервер станции |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
Приемник сигналов точного времени |
УССВ-16 HVS |
2 шт. |
|
Сервер времени |
LANTIME M300/GPS |
1 шт. |
|
Прикладное ПО на серверах |
«АльфаЦЕНТР» |
2 компл. |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.085-03.3 ПФ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 201-056-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-056-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «04» сентября 2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. с дополнением, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска или наклейки со штрих кодом.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ростовская атомная станция». Методика измерений. ГДАР.411711.085-03.3 МВИ» Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 201-008/RA.RU.311787/2017 от 04.09.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
Смотрите также
