Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская
| Номер в ГРСИ РФ: | 70565-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии 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, 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 | 70565-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ ГТЭС0016.186-АУЭ |
Производитель / Заявитель
АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70565-18: Описание типа СИ | Скачать | 135.3 КБ | |
| 70565-18: Методика поверки МП-312235-001-2017 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии 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, 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 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 ХML-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 1800 (модификации A1802RAL-P4GB-DW-4 и A1805RAL-P4GB-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 (модификация 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 (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 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.
Программное обеспечение
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.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК 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 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) |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
Активная/Реактивная |
|
2 |
ГТЭС №1 ТСН-12 |
ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1,0 рег. № 27428-04 | ||||
|
3 |
ГТЭС №1 ТСН-11 |
ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1,0 рег. № 27428-04 | ||||
|
4 |
Ввод 110 кВ Т-1 |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 |
EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 |
A1802RAL-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 |
A1802RAL-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 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
7 |
ГТЭС №2 ТСН-21 |
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 |
RTU-327LV, рег. № 41907-09 |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. 49933-12 (резервное устройство) |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
Активная/Реактивная |
|
8 |
Ввод 110 кВ Т-2 |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 |
EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||||
|
9 |
ТГ-4 |
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 | |||
|
10 |
ГТЭС №4 ТСН-42 |
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 | ||||
|
11 |
ГТЭС №4 ТСН-41 |
ASK 31.5 Ктт=80/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
|
12 |
Ввод 110 кВ Т-4 |
TAT Ктт=300/5; КТ 0,2S рег. № 29838-05 |
JDQXF-145ZHW Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 рег. № 40246-08 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
|
13 |
КРУН-10 кВ, яч. №1 |
ТОЛ-К-10 У2 Ктт=100/5; КТ 0,5S рег. № 57873-14 |
НТМИ-1-10 У3 Ктн=10000/100; КТ 0,5 рег. № 59761-15 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||||
|
14 |
КРУН-10 кВ, яч. №2 |
ТОЛ-К-10 У2 Ктт=100/5; КТ 0,5S рег. № 57873-14 |
НТМИ-1-10 У3 Ктн=10000/100; КТ 0,5 рег. № 59761-15 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
15 |
ТГ-3 |
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) |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» |
Активная/Реактивная |
|
16 |
ГТЭС №3 ТСН-32 |
ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||||
|
17 |
ГТЭС №3 ТСН-31 |
ASK 31.4 Ктт = 100/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
|
18 |
Ввод 110 кВ Т-3 |
ТАТ 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 | ||||
|
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 31.5 Ктт = 80/5; 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 |
ТАТ Ктт = 300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 |
EMF 145 Ктн = 110000/^3:100/^3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Значение cosф/sinф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях (±5), % | |||||||
|
51(2)%, I1(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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1, 5, 8, 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 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,2 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |
|
2, 3, 6, 7,10, 11, 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 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
2,4 |
Не норм |
2,0 |
Не норм |
1,9 |
Не норм | |
|
4, 18, 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 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,2 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |
|
12 |
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 | |
|
1,0/ - |
1,2 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |
|
13, 14 |
0,5/0,87 |
5,4 |
4,5 |
3,9 |
4,1 |
3,3 |
4,0 |
3,3 |
4,0 |
|
0,8/0,6 |
3,4 |
5,7 |
2,6 |
4,9 |
2,4 |
4,5 |
2,4 |
4,5 | |
|
1,0/ - |
2,7 |
Не норм |
2,1 |
Не норм |
2,0 |
Не норм |
2,0 |
Не норм | |
|
16 |
0,5/0,87 |
- |
- |
5,4 |
3,1 |
2,8 |
2,3 |
2,1 |
2,1 |
|
0,8/0,6 |
- |
- |
2,9 |
4,8 |
1,6 |
3,1 |
1,3 |
2,7 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,8 |
Не норм |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм | |
|
17 |
0,5/0,87 |
- |
- |
5,4 |
2,9 |
2,8 |
1,7 |
2,1 |
1,5 |
|
0,8/0,6 |
- |
- |
2,9 |
4,6 |
1,6 |
2,5 |
1,3 |
1,9 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,8 |
Не норм |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм | |
|
Номер ИК |
Значение cosф/sinф |
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (±5), % | |||||||
|
51(2)%, I1(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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1, 5, 8, 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/ - |
- |
- |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм |
0,5 |
Не норм | |
|
2, 3, 6, 7,10, 11, 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 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,7 |
Не норм |
1,0 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |
|
4, 18, 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/ - |
- |
- |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм |
0,5 |
Не норм | |
|
12 |
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 | |
|
1,0/ - |
1,0 |
Не норм |
0,6 |
Не норм |
0,5 |
Не норм |
0,5 |
Не норм | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
13, 14 |
0,5/0,87 |
4,9 |
2,5 |
3,1 |
1,9 |
2,3 |
1,5 |
2,3 |
1,5 |
|
0,8/0,6 |
2,7 |
4,1 |
1,7 |
2,8 |
1,3 |
2,1 |
1,3 |
2,1 | |
|
1,0/ - |
2,1 |
Не норм |
1,2 |
Не норм |
1,0 |
Не норм |
1,0 |
Не норм | |
|
16 |
0,5/0,87 |
- |
- |
5,3 |
2,4 |
2,6 |
1,3 |
1,8 |
1,0 |
|
0,8/0,6 |
- |
- |
2,7 |
4,3 |
1,4 |
2,2 |
0,9 |
1,5 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,7 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм | |
|
17 |
0,5/0,87 |
- |
- |
5,3 |
2,5 |
2,6 |
1,3 |
1,8 |
1,0 |
|
0,8/0,6 |
- |
- |
2,7 |
4,3 |
1,4 |
2,2 |
0,9 |
1,5 | |
|
1,0/ - |
- |
- |
1,7 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||||||||
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 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 ГОСТ Р 52425-2005 ТУ 4228-011-29056091-11 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 от +21 до +25 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 11, 15 - 22 для ИК №№ 12 - 14 - коэффициент мощности |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
1 |
2 |
|
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 |
|
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии 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 средства измерений
|
Наименование компонента и вспомогательного оборудования АИИС КУЭ |
Рег. № |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 |
31857-06 |
5 шт. |
|
31857-11 |
7 шт. | |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1805RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,5S/1 |
31857-11 |
3 шт. |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1,0 |
14555-02 |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1,0 |
27428-04 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТОЛ-К-1О У2, КТ 0,5S |
57873-14 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока 7801-202-5, КТ 0,2 |
51411-12 |
10 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 31.4), КТ 0,5 |
31089-06 |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 31.5), КТ 0,5 |
31089-06 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 63.4), КТ 0,5 |
31089-06 |
15 шт. |
|
Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2S |
29838-05 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 |
29838-05 |
12 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 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2 |
51410-12 |
10 шт. |
|
Трансформаторы напряжения JDQXF-145ZHW, КТ 0,2 |
40246-08 |
3 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 |
- |
6 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 электроэнергии «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-312235-001-2017 |
- |
1 экз. |
|
Формуляр ФО ГТЭС0016.186-АУЭ |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-001-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 04.10.2017 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 2011г.;
- 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.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
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
Смотрите также
