Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская
| Номер в ГРСИ РФ: | 67453-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67453-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 67453-17: Описание типа СИ | Скачать | 125.6 КБ | |
| 67453-17: Методика поверки МП 4222-14 -7714348389-2017 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности, 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).
Описание
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 ХМГ-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), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,2; 0,2S, 0,5S по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-11, ГР № 31857-06) и A18O5RAL-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 31857-11)), счетчики электроэнергии многофункциональные Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 14555-02), счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 ( модификация A2R2-4-AL-C29-T) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 27428-04), указанные в таблице 2 (14 точек 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, RTU-327LV01), ГР № 41907-09), устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемников типа Garmin GPS 16x-HVS, 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 криптографическим программным обеспечением (далее - ПО) и ПО «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, автоматизированное рабочее место (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 AML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в AML-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 с устройствами синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника типа Garmin GPS 16x-HVS, 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 GPS-приемника, корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и GPS-приемника на величину более ±2 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.
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.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» skorokhodov@ecn.ru. Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 14.05.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
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.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД |
УССВ уровня ИВКЭ |
УССВ уровня ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТГ-1 |
780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав. № 52681709 Зав. № 52681700 |
PTW5-2- 110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав. № 52663822 Зав. № 52663821 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01246800 |
RTU-327LV, Зав. № 008577 |
Garmin GPS 16x-HVS, Зав № 005409 |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ |
Активная/Реактивная |
|
2 |
ГТЭС №1 ТСН-ШИ |
ASK-63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав. №08H 92171475 Зав. №08H 92171486 Зав. №08H 92171490 |
- |
A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав. № 01193599 | ||||
|
3 |
ГТЭС №1 ТСН-TN11 |
ASK-31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав. №08G 92118446 Зав. №08G92118440 Зав. № 08G92118433 |
- |
A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав. № 01193601 | ||||
|
4 |
ГТЭС №1 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав. № GD/8P28008 Зав. № GD8/P28010 Зав. № GD8/P28013 |
EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав. №1HSE 8777 927 Зав. №1HSE 8777 928 Зав. №1HSE 8777 929 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01163868 | ||||
|
5 |
ТГ-2 |
780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав. № 52388716 Зав. № 52388718 |
PTW5-2- 110-SD02442FF Ктн=12000/120;КТ 0,2 Зав. № 52378685 Зав. № 52378688 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01246801 |
RTU 327LV, Зав № 008579 |
Garmin GPS 16x-HVS, Зав № 003035 | ||
|
6 |
ГТЭС №2 TCH-TN22 |
ASK-63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав. №07C91201559 Зав.№07С91201560 Зав.№07С91201585 |
- |
A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав. № 01154309 | ||||
|
7 |
ГТЭС №2 TCH-TN21 |
ASK-31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав. №07/51148 Зав. №07/51147 Зав. № 07/51138 |
- |
A2R2-4-AL-C29-T+ КТ 05S/1 Зав. № 01144764 | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
8 |
ГТЭС №2 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав. № 70010021 Зав. № 70010032 Зав. № 70010033 |
EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав. №1HSE 8731 800 Зав. №1HSE 8731 801 Зав. №1HSE 8731 802 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01263913 |
RTU 327LV, Зав № 008579 |
GPS -приемник, Зав .№ 003035 |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ |
Активная/Реактивная |
|
9 |
ТГ-4 |
780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав. № 52323390 Зав. № 52323391 |
PTW5-2- 110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав. № 52328280 Зав. № 52328283 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01246798 |
RTU 327LV01, зав.№ 007683 |
GPS -приемник, зав.№ 003029 | ||
|
10 |
ГТЭС №4 TCH-TN42 |
ASK-63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№07С91201593 Зав. 07C91201595 Зав.№07С91201597 |
- |
A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав. № 01154299 | ||||
|
11 |
ГТЭС №4 TCH-TN41 |
ASK-31.5 Ктт=80/5; КТ 0,5 Зав.№06К91006698 Зав.№06К91006703 Зав.№06К91006701 |
- |
A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав. № 01154304 | ||||
|
12 |
ГТЭС №4 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 S Зав. № 09121752 Зав. № 09121753 Зав. № 09121755 |
JDQXF-145ZHW Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав. №GD9/120R3204 Зав. №GD9/120R3205 Зав. №GD9/120R3206 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 06918386 | ||||
|
13 |
КРУН-10 кВ, яч. №1 |
ТОЛ-К-10 У2 Ктт=100/5; КТ 0,5 S Зав. № 5/1359 Зав. № 5/1360 Зав. № 5/1361 |
НТМИ-1-10 У3 Ктн=10000/100; КТ 0,5 Зав.№ 130795049 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Зав. № 01267923 | ||||
|
14 |
КРУН-10 кВ, яч. № 2 |
ТОЛ-К-10 У2 Ктт=100/5; КТ 0,5S Зав. № 5/1362 Зав. № 5/1363 Зав. № 5/1364 |
НТМИ-1-10 У3 Ктн=10000/100; КТ 0,5 Зав.№ 130795049 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Зав. № 01267920 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)UHOM, ток (0,05-1,2)1ном для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)1ном для ИК № 12-14; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 10 до плюс 40 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации
|
Номер ИК |
О S |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, % | |||||||
|
О со ? О ей О К |
51(2)%, I1(2) %— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, | |||||
|
I100 %— - |
изм— I 120 % | ||||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1, 5, 8, 9 |
0,5 |
- |
- |
±2,2 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,8 |
|
0,8 |
- |
- |
±1,5 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,9 |
±1,0 |
±1,8 | |
|
1 |
- |
- |
±1,1 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм | |
|
2, 3, 6, 7, 10, 11 |
0,5 |
- |
- |
±5,6 |
±3,6 |
±3,1 |
±2,3 |
±2,4 |
±2,1 |
|
0,8 |
- |
- |
±3,3 |
±5,2 |
±2,2 |
±3,0 |
±1,9 |
±2,4 | |
|
1 |
- |
- |
±2,2 |
Не норм |
±1,6 |
Не норм |
±1,5 |
Не норм | |
|
4 |
0,5 |
- |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 |
±1,1 |
|
0,8 |
- |
- |
±1,5 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
1 |
- |
- |
±1,1 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм | |
|
12 |
0,5 |
±2,2 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,1 |
|
0,8 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
1 |
±1,2 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм | |
|
13, 14 |
0,5 |
±5,9 |
±4,5 |
±3,8 |
±4,0 |
±3,1 |
±3,9 |
±3,1 |
±3,7 |
|
0,8 |
±3,7 |
±6,0 |
±2,9 |
±4,8 |
±2,6 |
±4,4 |
±2,6 |
±4,6 | |
|
1 |
±2,6 |
Не норм |
±2,0 |
Не норм |
±1,9 |
Не норм |
±1,9 |
Не норм | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (напряжение (0,98-1,02)UHOM, ток (0,05-1,2)1ном для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)1ном для ИК № 12-14, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк., приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
|
Номер ИК |
Значение COSф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | |||||||
|
51(2)%, 11(2) %— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1, 5, 8, 9 |
0,5 |
- |
- |
±2,0 |
±1,3 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,8 |
|
0,8 |
- |
- |
±1,3 |
±1,7 |
±0,8 |
±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 |
0,5 |
- |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,5 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
1 |
- |
- |
±1,7 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм | |
|
4 |
0,5 |
- |
- |
±2,0 |
±1,3 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,9 |
±0,7 |
|
0,8 |
- |
- |
±1,3 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
1 |
- |
- |
±0,9 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм |
±0,5 |
Не норм | |
|
12 |
0,5 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
|
0,8 |
±1,3 |
±2,2 |
±0,9 |
±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 | |
|
13, 14 |
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,8 |
±3,0 |
±4,6 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,4 | |
|
1 |
±2,1 |
Не норм |
±1,2 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики электрической энергии типа Альфа А1800, Альфа и Альфа А2
- среднее время наработки на отказ Тср = 120 000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет;
счетчики электроэнергии многофункциональные Альфа
- среднее время наработки на отказ Тср = 100 000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет;
трансформаторы тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ Тср = 400 000 ч,
- средний срок службы не менее 25 лет;
УСПД RTU-327LV и RTU-327LV01
- среднее время наработки на отказ Тср = 240 000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет;
сервер ИВК
- среднее время наработки на отказ Тср = 141 241 ч,
- среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч.
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/ и 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)
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента и вспомогательного оборудования АИИС КУЭ |
Регистрационный номер в Информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 |
31857-06 |
2 шт. |
|
31857-11 |
4 шт. | |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1805RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,5S/1 |
31857-11 |
2 шт. |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1 |
14555-02 |
4 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1 |
27428-04 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТОЛ-К-10У2, КТ 0,5S |
57873-14 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока 780I-202-5, КТ 0,2 |
51411-12 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 31.4 , ASK 31.5, ASK 63.4), КТ 0,5 |
31089-06 |
6 шт./3 шт./9шт. |
|
Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 S; КТ 0,2 |
29838-05 |
3 шт./6 шт |
|
Трансформаторы напряжения НТМИ-1 (модификация НТМИ-1-10 У3), КТ 0,5 |
59761-15 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 |
32003-06 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2 |
51410-12 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения JDQXF-145ZHW, КТ 0,2 |
40246-08 |
3 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных RTU-327 (модификация RTU-327 LV, RTU-327 LV01) |
41907-09 |
2 шт./1шт. |
|
УССВ на базе GPS-приемника Garmin GPS 16x-HVS |
- |
3 шт. |
|
Сотовый модем Siemens TC35i |
- |
4 шт. |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Коммутатор Cisco Catalyst 2960 |
- |
6 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 электроэнергии «MeterCat 3.2.1», APLHAPLUS W 1.30» |
- |
1 экз. |
|
ПО для настройки УСПД RTU-327 |
- |
3 экз. |
|
Программный пакет АС_РЕ_100 «АльфаЦЕНТР» |
- |
1 экз. |
|
Документация | ||
|
Методика поверки МП 4222-14-7714348389-2017 |
- |
1 экз. |
|
Формуляр ФО 4222-14-7714348389-2017 |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-14-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.03.2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и ГОСТ 8.216-2011;
- многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа А1800 по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 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 ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2004 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU- 327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12).
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, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская». Свидетельство об аттестации №185 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 22.02.2017.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)
ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия
Смотрите также
