Номер по Госреестру СИ: 42647-09
42647-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ Волгодонской АЭС) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности филиалом ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора ИАСУ КУ КО, ЦСОИ региональных филиалов ОАО «СО ЕЭС», ЦСОИ смежных субъектов ОРЭ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС
Рисунок № 1
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ Волгодонской АЭС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
-
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
-
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
-
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
-
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
-
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
-
6 ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
-
7 ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
-
8 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
-
9 МИ 2999-2006 Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа.
-
10 Техническая документация на систему информационно-измерительную автоматизированную коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция».
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция». Методика поверки». МП-663/446-2009 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2009 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
-
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-
- Счетчик ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки» согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2002 г.;
-
- УСПД RTU-325 - по документу «ГСИ. Комплексы программно-аппаратных средств для учета электрической энергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
-
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 °C до плюс 50 °C, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС, зав. № 001.03 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
ОВ АНО
ГЦИСИ jo директора С^Москва» Же. Евдокимов 2009 г.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС
Внесена в Государственный реестр средств измерений
Регистрационный номер № А ОАоА Взамен № 33122-06
Изготовлена ОАО «Концерн Энергоатом» г. Москва по проектной документации ООО «Эльстер Метроника» г. Москва и ЗАО НПП «ЭнергопромСервис» г. Москва. Заводской номер № 001.03.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯСистема автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской АЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ Волгодонской АЭС) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности филиалом ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора ИАСУ КУ КО, ЦСОИ региональных филиалов ОАО «СО ЕЭС», ЦСОИ смежных субъектов ОРЭ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
АИИС КУЭ Волгодонская АЭС, построенная на основе измерительновычислительного комплекса для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (далее ПО «Альфа-Центр»), Госреестр № 20481-00, представляет собой трёхуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
-
1- й уровень: измерительно-информационный комплекс (далее ИИК), предназначенный для автоматического проведения измерений в точке измерения. ИИК включает в себя: измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии ЕвроАЛЬФА;
-
2- й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее ИВКЭ), предназначенный для решения задач автоматического сбора, обработки и накопления данных от ИИК, а также интерфейсы доступа к этой информации. ИВКЭ включает в себя: устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени (УССВ), сервер баз данных (БД) Волгодонская АЭС, каналообразующую аппаратуру;
-
3- й уровень: информационно-вычислительный комплекс (далее ИВК), предназначенный для автоматизированного сбора и хранения информации в целом по ОАО «Концерн Энергоатом». ИВК включает в себя: сервер сбора и обработки данных ОАО «Концерн Энергоатом», автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения питания технологического оборудования.
АИИС КУЭ Волгодонская АЭС решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- 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.);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
-
- 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 Волгодонская АЭС;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ Волгодонская АЭС (коррекция времени).
Принцип действия:
Основной метод измерений активной и реактивной электроэнергии основан на преобразовании тока и напряжения с последующим измерением и интегрированием по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) за получасовой интервал времени и приведением фактических измеренных величин к действительным значениям путем масштабирования. Преобразование тока и напряжения осуществляется при помощи измерительных трансформаторов тока и напряжения. Измерение и интегрирование по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) осуществляется при помощи счетчиков типа ЕвроАЛЬФА с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения, передачи и отображения данных об электроэнергии.
Результаты измерений электроэнергии и мощности передаются по каналам связи в цифровом коде на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и ее хранение, а также осуществляется дальнейшая передача информации на сервер баз данных Волгодонская АЭС.
АИИС КУЭ Волгодонской АЭС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерения времени счетчиков (ИИК), сервера БД Волгодонской АЭС, УСПД (ИВКЭ), сервера сбора данных ОАО «Концерн Энергоатом» (ИВК) и УССВ. В качестве эталона времени выступает глобальная система позиционирования (GPS) «NAVSTAR». Синхронизация времени в АИИС КУЭ производится по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УССВ. В качестве УССВ используется GPS-приемник 35 HVS подключённый к УСПД RTU-325.
Контроль времени УСПД осуществляется один раз в 30 мин. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и УССВ более чем на ±1 с.
Синхронизация времени сервера сбора данных ОАО «Концерн Энергоатом» производится по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УССВ. В качестве УССВ используется GPS-приемник, подключённый к самому серверу.
Коррекция времени сервера БД Волгодонской АЭС осуществляется при расхождении времени с временем УСПД на величину более ± 1 с.
Контроль времени в счетчиках происходит от УСПД при каждом сеансе связи. Коррекция времени производится при расхождении со временем УСПД на величину более плюс/минус 1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ Волгодонской АЭС: ±5 с/сутки.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ Волгодонской АЭС приведен в таблице 1.
Таблица 1
№ИИК |
Наименование точки учета, диспетчерские наименования присоединения (Код точки измерения) |
Состав измерительного канала |
Вид измеряемой величины | |
Вид СИ |
Тип, технические и метрологические характеристики, номер Госреестра, заводской номер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
ИВКЭ |
УСПД |
Тип RTU-325-E-256-M11-Q-I2-G Госреестр№ 19495-03 Заводской № 000798 |
Энергия Активная, Реактивная, Календарное время, интервалы времени | |
УССВ |
Тип yCCB-35HVS Госреестр № 19495-03 (в составе ПТК RTU-300) Заводской № 000292 | |||
Сервер БД |
Тип HP Proliant DL380G5 с ПО ACSE и Oracle 9 Госреестр № 20481 -00 (ИВК «Альфа-Центр») | |||
АРМ |
Тип IBM PC с ПО ACSE (клиентское место) Г осреестр № 20481 -00 (ИВК «Альфа-Центр») | |||
1 |
ВЛ 500 кВ ВдАЭС-ПС «Южная» 611010001331002 |
ТТ |
Тип SAS 550/5G КТ 2000/1 Класс точности 0,2S Г осреестр № 25121-07 Заводской № 08/079711,08/079716,08/079719 . |
Энергия Активная, Реактивная |
TH |
Тип НДЕ-500-72 У1 КТ 500000/100 Класс точности 0,5 Госреестр № 5898-77 Заводской № 1311023, 1315707, 1311018 | |||
TH резерв |
Тип НДЕ-500-72 У1 КТ 500000/100 Класс точности 0,5 Госреестр № 5898-77 Заводской № 1311026,1315708,1311019 | |||
Сч |
Тип EA02RAL-B-4 Класс точности 0,2S/0,5 Госреестр № 16666-07 Заводской № 01091741 |
Тип SAS 550/5G
КТ 2000/1
ВЛ 500 кВ ВЛ-505 ВдАЭС-ПС «Тихорецкая-500/300» 611010001331004
ВЛ 500 кВ ВЛ-507 ВдАЭС-ПС «Буде-новская-500» 611010001331003
ВЛ 500 кВ ВЛ-509 ВдАЭС-ПС «Шах-ты-500/300» 611010001331005
ТТ
TH
TH
резерв
Сч
ТТ
TH
TH
резерв
Сч
ТТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности
Госреестр № Заводской №
0,2S
25121-07
08/079714, 08/079712, 08/079724
НДЕ-500-72 У1
500000/100
0,5
5898-77
1358271,1358267, 1349397
НДЕ-500-72 У1
500000/100
0,5
5898-77
1349396, 1353816, 1202748
EA02RAL-B-4
0,2S/0,5
16666-07
01091723
Тип SAS 550/5G
КТ 2000/1
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской №
Тип
Энергия Активная, Реактивная
0,2S
25121-07
08/079717, 08/079718, 08/079733
НДЕ-500-72 У1
500000/100
0,5
5898-77
1293844, 1311027, 1311029
НДЕ-500-72 У1
500000/100
0,5
5898-77
1339834, 1311028, 1311022
EA02RAL-B-4
Класс точности 0,2S/0,5
Госреестр № 16666-07
Заводской № 01091722
Тип SAS 550/5G
КТ 2000/1
Класс точности Госреестр № Заводской N° Тип
КТ
0.2S
25121-07
08/079725, 08/079726, 08/079705
НДЕ-500-72 У1
500000/100
TH |
Класс точности Госреестр № Заводской № |
0,5 5898-77 1486259;1486925;1485927 |
TH резерв |
Тип КТ Класс точности Госреестр № Заводской № |
НДЕ-500-72 У1 500000/100 0,5 5898-77 1486256, 1486257, 1486926 |
Тип |
EA02RAL-B-4 |
Сч
Класс точности 0,2S/0,5
Госреестр № 16666-07
Заводской № 01091724
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
ВЛ 220 кВ «РП Волгодонск»
резерв
TH резерв
ВЛ 220 кВ «Городская» 613030001205102
резерв
TH резерв
Сч
Тип КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности Госреестр № Заводской №
ТГФ-220-П У1 1000/1
0,2
20645-07
382,383,380
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
35, 38,33________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2 38000-08
26, 24,25_________
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2 38000-08
21,22, 23________
EA02RAL-B-4
0,2S/0,5 16666-07
01091726_______
ТГФ-220-П У1 1000/1
0,2
20645-07
022, 066,015
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
42,40, 43_________
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
26, 24, 25_________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
21,22, 23________
EA02RAL-B-4
0,2S/0,5 16666-07 01091725
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
Г1
611010001331001
TH
Сч
ТТ
10
Трансформатор 1ТСН-1
Трансформатор
1 ТСН-2
Т-1
TH
Сч
ТТ
TH
Сч
ТТ
TH
TH резерв
Сч
Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности Госреестр № Заводской №
Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности
Г осреестр № Заводской № Тип
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности
Госреестр № Заводской №
Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Класс точности Госреестр № Заводской №
ТИ1В-24-УЗ
30000/5
0,2
6380-77
6, 8, 15_______________
ЗНОЛ.06-24
0,5
24000/100
3344-04 2883,3266,2889 EA02RAL-B-4
0,2S/0,5
16666-07
01091731_________
ТВТ-35
3000/5
1,0
3642-73
95443, 95324, 95520
ЗНОЛ.06-24
0,5
24000/100
3344-04
3353, 1752, 2881 EA02RAL-B-4
0,2S/0,5
16666-07
01091730
ТВТ-35 3000/5
1,0 3642-73
95442, 95337, 95438
ЗНОЛ.06-24
0,5
24000/100
3344-04
3353,1752,2881 EA02RAL-B-4 0,2S/0,5
16666-07
01091737_______
ТГФ-220-П У1 600/1
0,2
20645-07
008,007,010
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
26,24, 25_________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2 38000-08
21,22,23________
EA02-RAL-P3B-4
0,2S/0,5 16666-07 01091740
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
ТТ
Тип
Кт
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
КТ
ТГФ-220-П У1
600/1
0,2
20645-07
009,013,014
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
TH
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
12
Т-3
Т-4
TH резерв
Сч
ТТ
TH
TH резерв
Сч
ТТ
TH
TH резерв
Сч
КТ
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Г осреестр № Заводской №
Тип
КТ
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Класс точности Г осреестр № Заводской №
Тип
Кт
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Г осреестр № Заводской № Тип
Класс точности
Г осреестр № Заводской №
0,2
38000-08
26, 24, 25_________
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
21,22,23_______
EA02RAL-B-4
0,2S/0,5
16666-07
01091739_______
ТГФ-220-П У1
300/1
0,2
20645-07 675, 677, 676
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
26, 24, 25
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
21,22,23________________
А1802RALXQ-P4GB-D W-4 0,2S/0,5
31857-06
01181690
ТГФ-220-П У1
300/2
0,2
20645-07
358,361,359_____________
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
26, 24, 25___________________
НДКМ-220 УХЛ1
220000/100
0,2
38000-08
21,22, 23__________________
А1802RALXQ-P4GB-D W-4
0,2S/0,5
16666-07
01107363
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
14
OB 220 кВ
резерв
TH резерв
15
АТ-1
резерв
Сч
Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской Ns Тип
КТ
Класс точности Госреестр Ns Заводской Ns Тип
КТ
Класс точности Госреестр N° Заводской Ns Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской N° Тип
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
Кт
Класс точности Госреестр № Заводской Ns Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской № Тип
КТ
Класс точности Госреестр № Заводской Ns Тип
Класс точности Госреестр № Заводской Ns
ТГФ-220-ПУ1
2000/1
0,2 20645-07
386,381,390_____________
НДКМ-220УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
36,37,31________________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
26, 24, 25___________________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
21,22, 23_________________
А1802RALXQ-P4GB-DW-4 0,2S/0,5 16666-07
01181691________________
ТГФ-220-11 У1 2000/1
0,2
20645-07
021,016,018_____________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2
38000-08
26, 24, 25___________________
НДКМ-220 УХЛ1 220000/100
0,2 38000-08
21,22,23________________
EA02RAL-B-4 0,2S/0,5 16666-07 01091721
Энергия Активная, Реактивная
Энергия Активная, Реактивная
Примечание:
- EA02RAL-B-4, A1802RALXQ-P4GB-DW-4 А = 5000 имп/кВт ч (имп/квар ч)
Границы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии и мощности для реальных условий эксплуатации АИИС КУЭ Волгодонской АЭС при доверительной вероятности 0,95 приведены в таблице 2.
Таблица 2
Номер ИК |
cosq) |
81(2)% Р, % 11(2)%51изм<15% |
§5% Р, % 15%^1иЗМ<120% |
§20% Р, % 1го%<1изм<11оо% |
8100% Р, % 1100%<1иЗМ-1120% |
1-4 TT-0,2S; ТН-0,5; Ch-0,2S |
1,0 |
±1,3 |
±0,96 |
±0,90 |
±0,90 |
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
0,7 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
0,6 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | |
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
8,9 ТТ-1,0; ТН-0,5; Ch-0,2S |
1,0 |
- |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 |
0,9 |
±4,4 |
±2,4 |
±1,7 | ||
0,8 |
±5,5 |
±2,9 |
±2,1 | ||
0,7 |
±6,8 |
±3,6 |
±2,5 | ||
0,6 |
±8,4 |
±4,4 |
±3,1 | ||
0,5 |
±11 |
±5,4 |
±3,8 | ||
5,6,10-15 ТТ-0,2; ТН-0,2; Ch-0,2S |
1,0 |
±1,1 |
±0,81 |
±0,75 | |
0,9 |
±1,2 |
±0,98 |
±0,96 | ||
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | ||
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | ||
0,6 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,2 | ||
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,3 | ||
7 ТТ-0,2; ТН-0,5; Ch-0,2S |
1,0 |
±1,2 |
±1,0 |
±0,90 | |
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | ||
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | ||
0,7 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 | ||
0,6 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | ||
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,7 |
Границы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии и мощности для реальных условий эксплуатации АИИС КУЭ Волгодонской АЭС при доверительной вероятности 0,95 приведены в таблице 3.
Таблица 3
Номер ИК |
cos<p/sin<p |
8|(2)%р, % 11(2)%<1изм<15% |
§5% Р, % 15%^1изм<1го% |
§20% Р, % Ьо%<1изм<1100% |
0100% Р, % 1 100%/±1иЗМ<1120% |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1-4 TT-0,2S; ТН-0,5; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
0,7/0,71 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 | |
0,6/0,8 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,3 | |
0,5/0,87 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
5,6,10-15 ТТ-0,2; ТН-0,2; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
0,7/0,71 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,1 | |
0,6/0,8 |
- |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 | |
0,5/0,87 |
- |
±1,7 |
±1,1 |
±1,0 | |
8,9 ТТ-1,0; ТН-0,5; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±8,5 |
±4,3 |
±2,0 |
0,7/0,71 |
- |
±6,7 |
±3,4 |
±2,4 | |
0,6/0,8 |
- |
±5,6 |
±2,9 |
±2,1 | |
0,5/0,87 |
- |
±4,9 |
±2,6 |
±1,9 | |
7 ТТ-0,2; ТН-0,5; Сч-0,5 |
0,8/0,6 |
- |
±2,3 |
±1,6 |
±1,5 |
0,7/0,71 |
- |
±2,0 |
±1,4 |
±1,3 | |
0,6/0,8 |
- |
±1,9 |
±1,3 |
±1,3 | |
0,5/0,87 |
- |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
Погрешность измерений для cos (р = 1 нормируется от Ij%, а погрешность измерений для cos (р = 0,9 и cos (р = 0,8 нормируется только от 12»/0.
Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5 нормируется только для тока в диапазоне 5-120% от номинального значения.
Примечания:
-
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АНИС КУЭ Волгодонской АЭС:
-
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98 ... 1,02) Uhom, ток (1 ... 1,2) 1ном, cos(p=0,9 инд;
-
• температура окружающей среды: (20 ± 5) °C.
-
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АНИС КУЭ Волгодонской АЭС:
-
• напряжение питающей сети (0,9 ... 1,1) Uhom, ток (0,01 ... 1,2) 1ном для ИНК 1-4;
-
• напряжение питающей сети (0,9 ... 1,1) Uhom, ток (0,05 ... 1,2) 1ном для ИИК 5-15;
-
• температура окружающей среды:
-
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 °C до плюс 35 °C;
-
- для RTU-325 от плюс 15 °C до плюс 35 °C;
-
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
-
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
-
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983; счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ Волгодонской АЭС как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ Волгодонской АЭС измерительных компонентов:
-
• счетчик электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;
-
• УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 40 000 часов;
-
• питание АИИС КУЭ осуществляется через общестанционный АВР от двух независимых источников питания.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
• для счетчика Тв < 7 суток;
-
• для сервера Тв < 1 час;
-
• для модема Тв < 1 час;
-
• для УСПД Тв < 24 часа.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ Волгодонской АЭС от несанкционированного доступа:
-
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
-
• на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
-
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере;
-
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
-
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
-
• фактов параметрирования счетчика;
-
• фактов пропадания напряжения;
-
• фактов коррекции времени.
Наличие фиксации в журнале событий УСПД следующих событий
-
• фактов параметрирования УСПД;
-
• фактов пропадания напряжения;
-
• фактов коррекции времени в УСПД и счетчиках.
Возможность коррекции времени в:
-
• счетчиках (функция автоматизирована);
-
• УСПД (функция автоматизирована);
-
• серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
• счетчик и УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.