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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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).

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 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.

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.

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии 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 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.

Поверка

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.

Сведения о методах измерений

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

Развернуть полное описание