Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская
- АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва
-
Скачать
67453-17: Методика поверки МП 4222-14 -7714348389-2017Скачать1.1 Мб
67453-17: Описание типа СИСкачать125.6 Кб
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 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), 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 А1802КАЬ-Р40Б-Б1^4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-11, ГР № 31857-06) и А1805КАЬ-Р40В-Б’^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 кВтч.
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 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 «АльфаТ ЦЕНТР». 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) «АльфаТ ЦЕНТР» 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 | Д П О У | 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 | г-' 7 5 8 0 о №. .в ей 00 > L Г'' (N 3 - £ T р4 | Garmin GPS 16x-RVS, Зав .№ 005409 | К Рч Т е и к Г е р е ю Л е с - м ей т | ая К в и итк а е ая н в и ё А |
| 2 | ГТЭС №1 ТСН-ТШ2 | 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-НVS, Зав .№ 003035 | ||
| 6 | ГТЭС №2 ТСН-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 ТСН-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 | ||||
| 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 | И Рч н Ф НВ« 1 е р и ю р е с - « а т | ая н ю и т к а е ая н в К н к А |
| 9 | ТГ-4 | 780[-202-5 Ктг=2000/5; КТ 0,2 Зав. № 52323390 Зав. № 52323391 | PTW5-2- 110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав. № 52328280 Зав. № 52328283 | M802RAL- 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. 07С91201595 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)ином, ток (0,05-1,2)[ном для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)!ном 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 | и | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, % | |||||||
| F О ей О н СП | 51(2)%, Ii(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, [5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 51 I100 %£ - | 00 %, 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)ином, ток (0,05-1,2)[ном для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)!ном 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 | е и х & |Ц и F О ей О н СП | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | |||||||
| 51(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5ю0 %, 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 А1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-06 | 2 шт. |
| 31857-11 | 4 шт. | |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация А1805RAL-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. |
| 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 «Альф аЦЕНТР» | - | 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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская
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