| Номер в госреестре | 70430-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская |
| Изготовитель | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.
Полученные данные и результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерений активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии);
- ведения единого времени при выполнении измерений активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;
- периодического (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматического сбора привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств и объектов измерений;
- хранения не менее 3,5 лет результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных), данных о состоянии средств и объектов измерений;
- обработки, формирования и передачи результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте Коммерческому Оператору (далее - КО) и внешним организациям с электронной подписью;
- предоставления по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным
о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК системы на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечения защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностики функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,2S, 0,2; 0,5S; 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802КАЬ-Р40В-Б’^4 и A1805RL-P4G-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единств измерений (далее - рег. №) 31857-06, рег. № 31857-11), счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (рег. № 14555-02), счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (рег. № 27428-04), указанные в таблице 2 (22 точки измерения).
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификации RTU-327LV, рег. № 41907-09), источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (рег. № 49933-12) (резервное устройство), технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), в состав которого входят: сервер баз данных (СБД), с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура), технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям (проводным линиям) поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени равных 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.
Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть связи.
ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных документов в XML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в XML-формате, отправляемые в ПАК КО АО «АТС», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В состав СОЕВ входят: счетчики электрической энергии, УСПД со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (резервное устройство) и сервер ИВК со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ».
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени от источников точного времени при проведении измерений электрической энергии.
Время УСПД АИИС КУЭ синхронизировано со временем специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР», корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и тайм-сервера на величину более ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД выполняется один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на величину более ±2 с выполняется их корректировка.
В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта автоматизации по стандарту Ethernet и позволяет получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР».
Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и тайм-сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 14.05.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 (для файла ac metrology.dll) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Наличие специальных средств защиты - разграничение прав доступа, пароли, фиксация изменений в журнале событий исключают возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Д П О У | УССВ уровня ИВКЭ | § я н в о р у В С С | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТГ-1 | 780I-202-5 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 51411-12 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн = 12000/120; КТ 0,2 рег. № 51410-12 | A1802RАL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327LV, рег. № 41907-09 | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. № 49933-12 (резервное устройство) | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» | 5 н в и Ё сЗ е Р/ ая К в и кти < |
| 2 | ГТЭС №1 ТСН-12 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
| 3 | ГТЭС№1 ТСН-11 | ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
| 4 | Ввод 110 кВ Т-1 | TAT Ктт = 300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 | EMF 145 Ктн = 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 | A1802RАL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
| 5 | ТГ-2 | 780I-202-5 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 51411-12 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн = 12000/120; КТ 0,2 рег. № 51410-12 | A1802RАL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327LV, рег. № 41907-09 | |||
| 6 | ГТЭС №2 ТСН-22 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
| -р*. | ю | - | о | VO | 00 | - | ||
| КРУН-10 кВ яч. №3 | КРУН-10 кВ яч. №1 | Ввод 110 кВ Т-3 | ГТЭС №3 ТСН-31 | ГТЭС №3 ТСН-32 | тг-з | Ввод 110 кВ Т-2 | ГТЭС №2 ТСН-21 | ю |
| ТОЛ-СЭЩ Ктт= 100/5; КТ 0,5S per. № 51623-12 | ТОЛ-СЭЩ Ктт= 100/5; КТ 0,5S per. № 51623-12 | ТАТ Ктт =300/5; КТ 0,2 рег. №29838-05 | ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | 7801-202-5 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 51411-12 | ТАТ Ктт =300/5; КТ 0,2 рег. №29838-05 | ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | |
| НАЛИ-СЭЩ Ктн= 10000/100; КТ 0,5 рег. № 51621-12 | НАЛИ-СЭЩ Ктн= 10000/100; КТ 0,5 рег. № 51621-12 | EMF 145 Ктн= 110000/л/3/100/л/3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 | 1 | 1 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн = 12000/120; КТ 0,2 рег. № 51410-12 | EMF 145 Ктн= 110000/л/3/100/л/3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 | 1 | |
| A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 per. № 31857-11 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 per. № 31857-11 | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 per. № 31857-06 | A2R-4-AL-С29-Т+ КТ 0,5S/1,0 per. № 14555-02 | A2R-4-AL-С29-Т+ КТ 0,5S/1,0 per. № 14555-02 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 per. № 31857-11 | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 per. № 31857-06 | A2R2-4-AL-С29-Т КТ 0,5S/1,0 per. № 27428-04 | |
| RTU-327LV, per. № 41907-09 | RTU-327LV, per. № 41907-09 | Ov | ||||||
| тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. № 49933-12 (резервное устройство) | ^1 | |||||||
| тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» | 00 | |||||||
| Активная/Реактивная | VO | |||||||
я
чз
о
о
и
*
<т>
X
К
<т>
н
РЭ
04
и
к
с
Е
ю
td
о
<т>
*1
о
g й о s
о н со ^
!_, ю'
ю ^
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | ТГ-5 | 780I-202-5 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 51411-12 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн = 12000/120; КТ 0,2 рег. № 51410-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327LV, рег. № 41907-09 | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. № 49933-12 (резервное устройство) | »И н Ф ВН« i ФГ р в р е с - « а т | ая н ю и кти а е ая н в К ё А |
| 16 | ГТЭС №5 ТСН-52 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A1805RL- P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||||
| 17 | ГТЭС №5 ТСН-51 | ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
| 18 | Ввод 110 кВ Т-5 | TAT Ктт = 300/5; КТ 0,2S рег. № 29838-11 | EMF 145 Ктн = 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 рег. № 47847-11 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
| 19 | ТГ-6 | 780I-202-5 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 51411-12 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн = 12000/120; КТ 0,2 рег. № 51410-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-327LV, рег. № 41907-09 | |||
| 20 | ГТЭС №6 ТСН-62 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A1805RL- P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||||
| 21 | ГТЭС №6 ТСН-61 | ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
| 22 | Ввод 110 кВ Т-6 | TAT Ктт = 300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 | EMF 145 Ктн = 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
| Погрешность системного времени, с | ±5 | |||||||
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации_
| Номер ИК | я и £ ^ S и к о СП о | Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (±5), % | |||||||
| 51(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 81 I100 %£ | 00 %, изм£ I 120 % | |||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 5, 9, 15, 19 | 0,5/0,87 | - | - | 2,3 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 1,4 | 2,0 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,5 | 3,0 | 1,1 | 2,5 | 1,0 | 2,5 | |
| 1/- | - | - | 1,2 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,8 | Не норм | |
| 2, 3, 6, 7, 10, 11, 16, 17, 20, 21 | 0,5/0,87 | - | - | 5,9 | 4,2 | 3,6 | 2,8 | 3,1 | 2,6 |
| 0,8/0,6 | - | - | 3,4 | 5,8 | 2,5 | 3,4 | 2,2 | 2,8 | |
| 1/- | - | - | 2,4 | Не норм | 2,0 | Не норм | 1,9 | Не норм | |
| 4, 8, 12, 22 | 0,5/0,87 | - | - | 2,3 | 2,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,5 | 2,6 | 1,1 | 1,6 | 1,0 | 1,4 | |
| 1/- | - | - | 1,2 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,8 | Не норм | |
| 13, 14 | 0,5/0,87 | 4,9 | 3,1 | 3,1 | 2,4 | 2,4 | 2,2 | 2,4 | 2,2 |
| 0,8/0,6 | 2,7 | 4,6 | 1,8 | 3,4 | 1,5 | 2,9 | 1,5 | 2,9 | |
| 1/- | 1,9 | Не норм | 1,3 | Не норм | 1,1 | Не норм | 1,1 | Не норм | |
| 18 | 0,5/0,87 | 2,1 | 2,9 | 1,6 | 1,9 | 1,4 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 0,8/0,6 | 1,4 | 3,7 | 1,1 | 2,2 | 1,0 | 1,5 | 1,0 | 1,4 | |
| 1/- | 1,2 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,8 | Не норм | 0,8 | Не норм | |
Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
| Номер ИК | й ^ К д £ ^ к о 00 о | Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (±8), % | |||||||
| 81(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 5, 9, 15, 19 | 0,5/0,87 | - | - | 2,0 | 1,3 | 1,2 | 0,8 | 0,9 | 0,8 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,2 | 1,9 | 0,7 | 1,1 | 0,6 | 1,0 | |
| 1/- | - | - | 0,9 | Не норм | 0,6 | Не норм | 0,5 | Не норм | |
| 2, 3, 6, 7, 10, 11, 16, 17, 20, 21 | 0,5/0,87 | - | - | 5,4 | 2,8 | 2,7 | 1,6 | 1,9 | 1,3 |
| 0,8/0,6 | - | - | 2,8 | 4,5 | 1,5 | 2,4 | 1,1 | 1,8 | |
| 1/- | - | - | 1,7 | Не норм | 1,0 | Не норм | 0,8 | Не норм | |
| 4, 8, 12, 22 | 0,5/0,87 | - | - | 2,0 | 1,3 | 1,2 | 0,8 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,2 | 1,9 | 0,7 | 1,1 | 0,6 | 0,9 | |
| 1/- | - | - | 0,9 | Не норм | 0,6 | Не норм | 0,5 | Не норм | |
| 13, 14 | 0,5/0,87 | 4,8 | 2,4 | 3,0 | 1,5 | 2,2 | 1,2 | 2,2 | 1,2 |
| 0,8/0,6 | 2,5 | 4,0 | 1,6 | 2,5 | 1,2 | 1,9 | 1,2 | 1,9 | |
| 1/- | 1,8 | Не норм | 1,1 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,9 | Не норм | |
| 18 | 0,5/0,87 | 1,8 | 1,5 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8/0,6 | 1,1 | 2,1 | 0,8 | 1,3 | 0,6 | 0,9 | 0,6 | 0,9 | |
| 1/- | 1,0 | Не норм | 0,6 | Не норм | 0,5 | Не норм | 0,5 | Не норм | |
Примечания
1 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 15 до плюс 35°С;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 22 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от !ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 30206-94 | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1 - 12, 15 - 17, 19 - 22 | от 5 до 120 |
| для ИК №№ 13, 14, 18 | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -5 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +55 |
| - для УСПД | от -20 до +50 |
| - сервер | от +10 до +35 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Трансформаторы тока (напряжения): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 400000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 25 |
| Электросчетчики Альфа А1800, Альфа А2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| Электросчетчики Альфа: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| 1 | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 240000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 141241 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 45 |
| направлениях, сутки, не менее | |
| ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, | 45 |
| не менее | |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью блоков аккумуляторных батарей и устройства АВР,
- резервирование каналов связи ИВКЭ и ИВК,
- резервирование питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания. Регистрация событий:
журнал событий счетчика и УСПД:
- параметрирование,
- пропадание/восстановление питания счетчика;
- снятие крышки зажимов и кожуха счетчика;
- пропадание/восстановление связи
- пропадание/восстановление напряжения (по фазам);
- коррекции времени счетчика, УСПД,
- количество нажатий на кнопку «RESET» счетчика,
- очистка журнала событий; журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений.
- перерывов электропитания,
- пропадание/восстановление связи с точкой опроса,
- программные и аппаратные перезапуски,
- корректировки времени сервера,
- изменения ПО,
- сообщения, связанные с защитой программного обеспечения.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии,
- клеммников измерительных трансформаторов,
- промежуточных клеммников и автоматов вторичных измерительных цепей,
- сервера ИВК,
- УСПД;
защита информации на программном уровне:
- пароль доступа на счетчики электрической энергии,
- пароль доступа на УСПД;
- пароль доступа на сервер,
- шифрование результатов измерений при передаче информации сторонним организациям (использование цифровой подписи).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование компонента и вспомогательного оборудования АИИС КУЭ | Рег. № | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация M802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-06 | 5 шт. |
| 31857-11 | 7 шт. | |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1805RL-P4G-DW-4), КТ 0,5S/1,0 | 31857-06 | 2 шт. |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1,0 | 14555-02 | 7 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1,0 | 27428-04 | 1 шт. |
| Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ, КТ 0,5S | 51623-12 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока 780I-202-5, КТ 0,2 | 51411-12 | 10 шт. |
| Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 31.4), КТ 0,5 | 31089-06 | 15 шт. |
| Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 63.4), КТ 0,5 | 31089-06 | 15 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 | 29838-05 | 12 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2S | 29838-11 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы НАЛИ-СЭЩ, КТ 0,5 | 51621-12 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 | 32003-06 | 12 шт. |
| 47847-11 | 3 шт. | |
| Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2 | 51410-12 | 10 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 (модификация RTU-327LV) | 41907-09 | 5 шт. |
| Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (модификация СТВ-01 Л) | 49933-12 | 1 шт. |
| Сотовый модем Siemens TC35i | - | 4 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Сотовый модем Cinterion MC52i | - | 2 шт. |
| Коммутатор Cisco Catalyst 2960 | - | 8 шт. |
| Маршрутизатор Cisco Catalyst 2901 | - | 1 шт. |
| Спутниковый модем SkyEdge II IP | - | 1 шт. |
| Коммутатор HP V1910-48G | - | 1 шт. |
| Основной сервер HP ProLiant DL160 G5 | - | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM | - | 1 шт. |
| АРМ на базе персонального компьютера | - | 1 шт. |
| Программное обеспечение | ||
| ПО для настройки счетчиков электрической энергии «MeterCat 3.2.1», «APLHAPLUS W 1.30» | - | 1 экз. |
| ПО для настройки УСПД RTU-327 | - | 5 экз. |
| Программный пакет АС РЕ 100 «АльфаЦЕНТР» | - | 1 экз. |
| Документация | ||
| Методика поверки МП-312235-002-2017 | - | 1 экз. |
| Формуляр ФО ГТЭС0014.186-АУЭ | - | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-002-2017 «Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 08.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа - по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», с помощью установок МК6800, МК680 или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 -по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» в мае 2004 г.;
- устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-01. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.
- радиочасы МИР РЧ-02-01 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo-622 (рег. № 44744-10).
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская
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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
