67454-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 67454-17
Производитель / заявитель: АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва
Скачать
67454-17: Описание типа СИ Скачать 128.5 КБ
67454-17: Методика поверки МП 4222-13 -7714348389-2017 Скачать 1.1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х 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 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 67454-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва

Поверка

Актуальность информации 01.12.2024

Поверители

Скачать

67454-17: Описание типа СИ Скачать 128.5 КБ
67454-17: Методика поверки МП 4222-13 -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 № 1 Севастопольская (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 ХМИ-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 (далее - ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,2; 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 модификация A18O2RALP4GB-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-06, ГР № 31857-11), счетчики электроэнергии многофункциональные типа 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).

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификация RTU-327LV01, ГР № 41907-09), устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемников типа Garmin GPS 16x-HVS (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (ГР № 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 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 (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 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.

В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта автоматизации по стандарту Ethernet.

Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющий 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». (Версия не ниже 14.05.01). Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

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.№ 52433259 Зав.№ 52433260

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120 КТ 0,2 Зав.№ 52426266 Зав.№ 52426268

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246804

RTU 327LV01, зав.№ 007681

GPS-приемник, зав.№ 003032 (основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Активная/Реактивная

2

ГТЭС №1 ТСН-ШИ

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 07C 91201558

Зав.№ 07C 91201580 Зав.№ 07C 91201599

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154301

3

ГТЭС№1

TCH-TN11

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 07/51155 Зав.№ 07/51143 Зав.№ 07/51139

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154312

4

ГТЭС №1 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 70010018 Зав.№ 70010019 Зав.№ 70010022

EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8730 944

Зав.№ 1HSE 8730 945

Зав.№ 1HSE 8730 946

A1802RAL-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 06918382

5

ТГ-2

780I-202-5

Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52466247 Зав.№ 52466241

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120 КТ 0,2 Зав.№ 52449679 Зав.№ 52449676

A1802RAL-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246803

RTU 327ЦУ01,зав № 007680

GPS-приемник, зав.№ 003031(основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

6

ГТЭС №2 TCH-TN22

ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 07F 91407188

Зав.№ 07F 91407189

Зав.№ 07F 91407194

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154303

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ГТЭС №2

TCH-TN21

ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 Зав.№ 07/51142 Зав.№ 07/51153 Зав.№ 07/51152

-

A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав.№ 01165542

RTU 327LV01,3ae № 007680

GPS-приемник, зав.№ 003031 (основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Активная/Реактивная

8

ГТЭС №2 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 70010023 Зав.№ 70010026 Зав.№ 70010027

EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8730 947

Зав.№ 1HSE 8730 948

Зав.№ 1HSE 8730 949

A1802RAL-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 06918384

9

ТГ-3

780I-202-5

Ктт=2000/5; КТ 0,2

Зав.№ 52351448

Зав.№ 52351449

PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120 КТ 0,2 Зав.№ 52366794 Зав.№ 52366797

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246802

RTU 327LV01, зав.№ 007682

GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

10

ГТЭС №3 TCH-TN32

ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 Зав.№ 07/44871 Зав.№ 07/44872

Зав.№ 07С 91201589

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154305

11

ГТЭС №3 TCH-TN31

ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 07/51140 Зав.№ 07/51150 Зав.№ 07/51151

-

A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154298

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ГТЭС №3 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС

TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 70010020 Зав.№70010028 Зав.№70010029

EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8731 797

Зав.№ 1HSE 8731 798

Зав.№ 1HSE 8731 799

A1802RAL-P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 06918385

RTU 327ПУ01,зав № 007682

GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Активная/Реактивная

13

КРУН-10 кВ яч. №1

ТОЛ-СЭЩ-10-23

Ктт=100/5; КТ 0,5S

Зав.№ 17700-13

Зав.№ 17661-13

Зав.№ 17644-13

НАЛИ-СЭЩ-10-6 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Зав.№ 00513-13

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01249126

14

КРУН-10 кВ яч. №3

ТОЛ-СЭЩ-10-23

Ктт=100/5; КТ 0,5S

Зав.№ 17628-13

Зав.№ 17619-13

Зав.№ 17548-13

НАЛИ-СЭЩ-10-6 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Зав.№ 00513-13

A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01249117

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 № 1-12 и ток (0,01-1,2)1ном для ИК № 13-14; 0,5 < cosф < 0,8; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 45 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

Значение COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

§1(2)%,

I1(2) %— I изм< I 5 %

§5 %,

I5 %— I изм< I 20 %

§20 %,

I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %,

I100 %— -

изм— I 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1, 5, 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

4, 8, 12

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

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

13, 14

0,5

±5,5

±3,5

±3,1

±2,7

±2,4

±2,5

±2,4

±2,5

0,8

±3,0

±4,9

±1,9

±3,3

±1,6

±2,9

±1,6

±2,9

1

±1,9

Не норм

±1,3

Не норм

±1,1

Не норм

±1,1

Не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)Uhom, ток (0,05-1,2)1ном для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)Ihom для ИК № 13-14; 0,5<cos ф<0,8,) 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, %

§1(2)%,

11(2) %— I изм< I 5 %

§5 %,

I5 %— I изм< I 20 %

§20 %,

I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1, 5, 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

4, 8, 12

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

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

13, 14

0,5

±5,4

±2,7

±3,0

±1,5

±2,2

±1,2

±2,2

±1,2

0,8

±2,9

±4,4

±1,7

±2,4

±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

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А 1800, Альфа, 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-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,

- пропадангие/ и восстановления связи с точкой опроса,

- программные и аппаратные перезапуски,

- корректировки времени сервера и УСПД,

- 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 № 1 Севастопольская.

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

Количество

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация

A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5

31857-06

3 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5

31857-11

5 шт.

Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1

14555-02

5 шт.

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1

27428-04

1 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ (модификация ТОЛ-СЭЩ-10-23), КТ 0,5S

51623-12

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 и ASK 63.4), КТ 0,5

31089-06

9 шт./9 шт.

Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2

29838-05

9 шт.

Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы НАЛИ-СЭЩ (модификация НАЛИ-СЭЩ-10-6), КТ 0,5

51621-12

1 шт.

Трансформаторы   напряжения   EMF   52-170

(модификация EMF 145), КТ 0,2

32003-06

9 шт.

Трансформаторы    напряжения    PTW5-2-110-

SD02442FF, КТ 0,2

51410-12

6 шт.

УСПД RTU-327 (модификация RTU-327 LV01)

41907-09

3 шт.

УССВ на базе GPS-приемника Garmin GPS 16x-HVS

-

3 шт.

Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (модификация СТВ-01 Л)

49933-12

1 шт.

Сотовый модем Siemens TC35i

-

4 шт.

Коммутатор Cisco Catalyst 2960

-

5 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

-

1 экз.

Программный пакет АС РЕ 100 «АльфаЦЕНТР»

-

1 экз.

Документация

Методика поверки МП 4222-13-7714348389-2017

-

1 экз.

Формуляр ФО 4222-13-7714348389-2017

-

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-13-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская».

Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.03.2017 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 № 1 Севастопольская». Свидетельство об аттестации №188/RA.RU. 311290/2015/2017 от 17.02.2017.

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ППН 285 км (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Комплексы программно-технические мониторинга технологических параметров гидроэлектростанций "ТУРБО-М2 (далее - комплексы) предназначены для преобразования с заданными метрологическими характеристиками аналоговых сигналов силы и напряжения постоянного...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактив...
Калибраторы многофункциональные ASC-400-R, ASC-400-1-R (далее - калибраторы) предназначены для измерений и воспроизведений сигналов силы и напряжения постоянного электрического тока, сопротивления (в том числе сигналов от термопар и термопреобразоват...
Контроллеры логические программируемые CilkPAC (далее по тексту - контроллеры) предназначены для измерений силы постоянного тока и количества импульсов электрического напряжения от первичных преобразователей с аналоговыми и цифровыми выходами, преобр...