Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция"
- Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция", г.Нововоронеж
-
Скачать
62756-15: Описание типа СИСкачать148.7 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Нововоронежская атомная станция"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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 (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков;
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее по тексту - ИИК ТИ). ИИК ТИ включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс Нововоронежской атомной станции (далее по тексту - ИВК предприятия), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных, автоматизированные рабочие места операторов, 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, ее обработку и хранение;
3-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс ОАО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Концерн Росэнергоатом»,
автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), 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, ее обработку и хранение.
В качестве сервера предприятия используется промышленный компьютер HP Proliant DL380G5, сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» - промышленный компьютер IBM xSeries 345 8670-M1X. На серверах и АРМ установлено специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
ИВК предприятия автоматически один раз в 30 минут по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков.
Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.
Сервер ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 минут) производит считывание информации из базы данных ИВК предприятия и осуществляет ее дальнейшую обработку, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
Посредством АРМ операторов ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется обработка и передача информации коммерческому оператору (далее по тексту - КО) по электронной почте в виде файла формата XML; передача информации в региональные подразделения системного оператора (далее по тексту - СО) и смежным субъектам ОРЭМ с сервера ОАО «Концерн Росэнергоатом» осуществляется в автоматическом режиме.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы счетчиков и часы сервера ИВК предприятия.
Сервер ИВК получает 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. Синхронизация часов сервера ИВК предприятия происходит непрерывно.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера предприятия происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и ИВК предприятия на величину более чем ± 2 с.
Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:
- посредством двухпроводной линии («витая пара»), и далее, через преобразователь по оптоволоконным линиям для передачи данных от ИИК ТИ в ИВК предприятия;
- посредством локальной сети Ethernet для передачи данных от ИВК предприятия в ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»;
- посредством глобальной сети Internet для передачи данных от ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом» во внешние системы.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы
(ИК).
Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
№ ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии | |||||
Тип, № Г осреестра | Кл. т. | Ктр | Тип, № Госреестра | Кл. т. | Ктр | Тип, № Г осреестра | Кл. т. акт./реакт. | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯЛЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
2 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Латная №1 | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-06, Г. р. № 41878-09 | 0,2 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯЛЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
3 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая (Нововоронежская АЭС, ОРУ 220 кВ, СШ 220кВ, яч. 4) | ТФЗМ 220Б-ГУ, Г. р. № 31548-06 | 0,2S | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯЛЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
4 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая (Нововоронежская АЭС, ОРУ 220 кВ, СШ 220кВ, яч. 2) | ТФНД-220-1, Г. р. № 3694-73 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯЛЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
5 | ОВ-1 | ТФНД-220-1, Г. р. № 3694-73 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯЛЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
6 | ОВ-2 | ТФНД-220-1, Г. р. № 3694-73, ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4 31857-11 | 0,2S/0,5 |
7 | ВЛ 220 кВ Новая -Южная | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 1000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
8 | ВЛ 220 кВ Новая -Кировская | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 1000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
9 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая (Нововоронежская АЭС, ПС 500 кВ Новая, ОРУ 220Н, СШ 220кВ, яч. 9) | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 1000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
10 | ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая (Нововоронежская АЭС, ПС 500 кВ Новая, ОРУ 220Н, СШ 220кВ, яч. 10) | ТФЗМ 220Б-ГУ У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 1000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
11 | КЛ 220 кВ Донская-Новая №1 | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 245/2G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RALQ- P4GB-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
12 | КЛ 220 кВ Донская-Новая №2 | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 245/2G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RALQ- P4GB-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
13 | ОВ-220Н | ТФЗМ 220Б-1У У1, Г. р. № 6540-78 | 0,5 | 2000/1 | НКФ-220-58 У1, Г. р. № 14626-95 | 0,5 | 220000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
14 | ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Воронежская | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 550/5G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | НКФ-500, мод. НКФ-500-78У1 Г. р. № 3159-72 | 1,0 | 500000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
0,2S | 2000/1 | НКФ-М, мод. НКФ-М-500 1У1 Г. р. № 26454-08 | 0,5 | 500000/V3/1 00/V3 | |||||
15 | ВЛ 500 кВ Балашовская -Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 550/5G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | НКФ-500, Г. р. № 3159-72 | 1,0 | 500000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
16 | ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская № 1 | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 550/5G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | TEMP 550, Г. р. № 57687-14 | 0,2 | 500000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RALQV- P4GB-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
17 | ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская № 2 | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 550/5G, Г. р. № 25121-07 | 0,2S | 2000/1 | TEMP 550, Г. р. № 57687-14 | 0,2 | 500000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RALQV- P4GB-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0, 2S/0,5 |
18 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Колодезная 1 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
19 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Колодезная 2 | ТФНД-110М, ТФЗМ-110Б-1У1 Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
20 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Лиски 1 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
21 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Лиски 2 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
22 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Бобров 1 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
23 | ВЛ 110 кВ НВАЭС - Бобров 2 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0, 2S/0,5 |
24 | ОВ-110 | ТФНД-110М, Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 1000/5 | НКФ-110, мод. НКФ-110 II У1 Г. р. № 26452-06 | 0,5 | 110000/V3/1 00/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
25 | ТГ-9 | ТШЛ 20, Г. р. № 1837-63 | 0,5 | 10000/5 | ЗНОМ-15-63М, Г. р. № 46277-10 | 0,5 | 15750/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
26 | ГСР-9 | ТВЛМ-10, Г. р. № 1856-63 | 0,5 | 1000/5 | НТМИ-6, Г. р. № 380-49 | 0,5 | 6000/100 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
27 | ТГ-10 | ТШЛ 20, Г. р. № 1837-63 | 0,5 | 10000/5 | ЗНОМ-15-63М, Г. р. № 46277-10 | 0,5 | 15750/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
28 | ГСР-10 | ТВЛМ-10, Г. р. № 1856-63 | 0,5 | 1000/5 | НТМИ-6, Г. р. № 380-49 | 0,5 | 6000/100 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
29 | ТГ-11 | ТШЛ20Б-1, Г. р. № 4016-74 | 0,5 | 10000/5 | ЗНОМ-15-63М, Г. р. № 46277-10 | 0,5 | 15750/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
30 | ГСР-11 | ТВЛМ-10, Г. р. № 1856-63 | 0,5 | 1000/5 | НТМИ-6-66, Г. р. № 2611-70 | 0,5 | 6000/100 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0, 5 |
31 | ТГ-12 | ТШЛ20Б-1, Г. р. № 4016-74 | 0,5 | 10000/5 | ЗНОМ-15-63М, Г. р. № 46277-10 | 0,2 | 15750/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802ЯАЬ-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
32 | ГСР-12 | ТВЛМ-10, Г. р. № 1856-63 | 0,5 | 1000/5 | НТМИ-6-66, Г. р. № 2611-70 | 0,5 | 6000/100 | А1802RAL-P4G- DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
33 | ТГ-13 | GSR, мод. GSR 1080/840, Г. р. № 25477-08 | 0,2S | 24000/5 | EPR30Z, Г. р. № 33343-06 | 0,2 | 20000/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
34 | ТГ-14 | GSR, мод. GSR 1080/840, Г. р. № 25477-08 | 0,2S | 24000/5 | EPR30Z, Г. р. № 33343-06 | 0,2 | 20000/V3/ 100/V3 | Альфа А1800, мод. А1802RAL-P4G-DW-4, Г. р. № 31857-11 | 0,2S/0,5 |
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения ИВК предприятия и ИВК ОАО «Концерн Росэнергоатом»_
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 12.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности:
Количество измерительных каналов (ИК).................................................................34
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях
применения...........................................................................приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков
электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с.....................± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут............30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам......................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов
измерений в базу данных....................................................................автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет...................3,5
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток.............................74
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ...........................................автоматическое
Рабочие условия применения компонентов ИК:
Температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов, размещенных в ЗРУ, °С...........................от 0 до 40;
измерительных трансформаторов, размещенных на ОРУ, °С...............от минус 45 до 40;
счетчиков, связующих компонентов, °С...................................................от 0 до 40;
оборудования ИВК, °С.......................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц...........................................................................от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения ином), % .от 90 до 110;
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от 1ном (для ИК № 3, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 33, 34)............................от 2 до 120;
ток, % от 1ном (для ИК № 1, 2, 4 - 10, 13, 18 - 32).....................................от 5 до 120;
напряжение, % от Ином....................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos j.............................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5Wci ) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении
активной (5wa) и реактивной (5Wr) электрической энергии в рабочих условиях применения
№ ИК | I | 2 % от I-ном | 5 % от I-ном | 20 % от !ном | 1 | 00 % от ^ом, 20 % от !ном | |||||||||||
cos j | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | |
16, 17, 33, 34 | ±3woA, % | 1,8 | 1,2 | 1,1 | 0,9 | 1,3 | 0,9 | 0,8 | 0,6 | 0,9 | 0,6 | 0,6 | 0,5 | 0,9 | 0,6 | 0,6 | 0,5 |
±sW,% | 2,0 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | 0,8 | 1,2 | 1,0 | 0,9 | 0,7 | 1,2 | 1,0 | 0,9 | 0,7 | |
±SwP, % | 2,0 | 2,3 | 2,5 | - | 1,9 | 2,0 | 2,1 | - | 1,6 | 1,7 | 1,7 | - | 1,6 | 1,7 | 1,7 | - | |
3, 11, 12, 14, 21 - 24 | ±$Wcf, % | 2,1 | 1,3 | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 1,4 | 0,9 | 0,8 | 0,7 | 1,4 | 0,9 | 0,8 | 0,7 |
±SwA,% | 2,2 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,8 | 1,3 | 1,2 | 0,9 | 1,6 | 1,2 | 1,1 | 0,9 | 1,6 | 1,2 | 1,1 | 0,9 | |
±SwP, % | 2,1 | 2,4 | 2,7 | - | 1,9 | 2,2 | 2,3 | - | 1,7 | 1,9 | 2,1 | - | 1,7 | 1,9 | 2,1 | - | |
14, 15 | ±£woA, % | 3,0 | 1,8 | 1,7 | 1,4 | 2,7 | 1,7 | 1,5 | 1,2 | 2,6 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 2,6 | 1,6 | 1,4 | 1,2 |
±SwA,% | 3,1 | 2,0 | 1,8 | 1,6 | 2,8 | 1,8 | 1,7 | 1,3 | 2,7 | 1,7 | 1,6 | 1,3 | 2,7 | 1,7 | 1,6 | 1,3 | |
±SwP, % | 2,4 | 3,0 | 3,4 | - | 2,3 | 2,8 | 3,2 | - | 2,0 | 2,6 | 3,0 | - | 2,0 | 2,6 | 3,0 | - | |
2 | ±$Wcf, % | - | - | - | - | 5,3 | 2,8 | 2,4 | 1,7 | 2,7 | 1,5 | 1,3 | 0,9 | 1,9 | 1,1 | 0,9 | 0,7 |
±SwA,% | - | - | - | - | 5,4 | 2,9 | 2,5 | 1,8 | 2,8 | 1,6 | 1,5 | 1,1 | 2,0 | 1,3 | 1,2 | 0,9 | |
±sW , % | - | - | - | - | 2,9 | 4,6 | 5,5 | - | 2,0 | 2,6 | 3,1 | - | 1,7 | 2,1 | 2,4 | - | |
1, 4 - 10, 13, 19 - 32 | ±&WA, % | - | - | - | - | 5,4 | 2,9 | 2,5 | 1,8 | 2,9 | 1,6 | 1,4 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 1,1 | 0,9 |
±SwA,% | - | - | - | - | 5,5 | 3,0 | 2,6 | 1,9 | 3,0 | 1,8 | 1,6 | 1,2 | 2,3 | 1,4 | 1,3 | 1,0 | |
±SwP, % | - | - | - | - | 3,0 | 4,6 | 5,6 | - | 2,0 | 2,8 | 3,3 | - | 1,8 | 2,3 | 2,6 | - |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование | Тип, модификация | Кол., шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | GSR, мод. GSR 1080/840 | 6 |
Трансформаторы тока | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS 550/5G | 18 |
Трансформаторы тока | SAS 123/245/362/550/800, мод. SAS245/2G | 6 |
Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 12 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-220Б-РУ | 3 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-220Б-РУУ1 | 22 |
Трансформаторы тока | ТФНД-110М | 21 |
Трансформаторы тока | ТФНД-220-1 | 8 |
Трансформаторы тока | ТШЛ 20 | 6 |
Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 | 6 |
Трансформаторы напряжения | EPR30Z | 6 |
Трансформаторы напряжения емкостные | TEMP 550 | 6 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63М | 9 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110 II У1 | 3 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 У1 | 20 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-500 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 34 |
Сервер предприятия | HP Proliant DL380G5 | 1 |
Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом» | IBM xSeries 345 8670-M1X | 1 |
ИБП | UPS 3000RMXL | 1 |
ИБП | UPS 1000RMXL | 1 |
Коммутатор ЛВС | SignaMax 065-7531 16-port 10/100 Base Web Smart Ethernet Switch | 1 |
Преобразователь интерфейса RS-232/RS-485 | ADAM-4520 | 4 |
Медиаконвертер RS-485/FO | SignaMax 065-1162SCi | 5 |
Медиаконвертер RS-485/FO | SignaMax 065-1162SMi | 2 |
Медиаконвертер RS-485/Eth | SignaMax 065-1120NS | 2 |
8-модульное шасси для медиаконвертеров | SignaMax Mediaconverter 065-1180 8- Port Rackmount Chassis | 1 |
GSM-модем | Siemens TC-35i | 1 |
Модем | ZyXEL U-336RE | 1 |
Медиаконвертер | RS-485/FO (S.N. SC) | 5 |
Медиаконвертер | RS-485/FO (S.N. SM) | 2 |
Адаптер питания | - | 8 |
Адаптер питания | AC-220/DC-12 | 1 |
Переносной компьютер | HP Omnibook XE4500 | 1 |
Преобразователь оптический | АЕ1 | 1 |
АРМ (системный блок, монитор, принтер, ИБП) | - | 9 |
Специализированное программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
Паспорт-формуляр | РЭСС.411711 .АИИС.282.8 ПФ | 1 |
Методика поверки | МП-057-30007-2015 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-057-30007-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2015 г.
Поверительное клеймо и знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Основное поверочное оборудование:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08);
- мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11);
- клещи токовые АТК-2001 (Госреестр № 43841-10);
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05);
- переносной компьютер с доступом в интернет;
- оптический преобразователь для работы со счетчиками электроэнергии;
- термометр технический типа ТТ (Гос. реестр СИ №276-89) с диапазоном измерений от -35°С до +50°С, пределом допускаемой погрешности измерения температуры ±1°C.
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г;
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция», аттестована ФГУП «СНИИМ», свидетельство об аттестации № 253-01.00249-2015 в октябре 2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская атомная станция»
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.