Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская
- АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва
-
Скачать
67457-17: Методика поверки МП 4222-19-7714348389-2017Скачать1.2 Мб
67457-17: Описание типа СИСкачать152.5 Кб
- 07.05.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
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 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 (далее-ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802КАЬ-Р4аБ-Б1^4 и A1802RALQ-P4GB-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), указанные в таблице 2 (26 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 (модификация 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 «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.
зечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Таблица 2 - Пе
Состав измерительного канала
и
и
г
р
е
н
о
р
т
к
е
л
rn
д
и
В
К
ея
ии
нн
ае
р
о
та
ма
р
о
&
с
н
а
р
Т
р
оя & ! о, « & * 1Т &
и 5 й § рн Т
о
«
В
С
С
я
н
в
о
р
В
С
С
У
к
и
ч
т
е
ч
С
в
о
н
а
е
ме
о
К
а
к
о
т
П
С
У
ее
мо
н
в
о
р
с
и
р
п
У
и
а
К
1
2
3
4
5
6
7
8
9
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246806
PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52790971 Зав.№ 52790972
780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52784649 Зав.№ 52784646
1
ТГ-1
3
4 9 0 0 0
5
5
7
0
0
№.
.в
а
з
ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 08Н 92171514 Зав.№ 08Н 92171492 Зав.№ 08Н 92171488
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196459
ГТЭС №1 ТСН-TN12
2
в
а
з
,к
и
н
м
е
и
р
п
-
S
P
G
0
>
L
7
2
3
£
T
R
ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92093371 Зав.№ 08G 92118452 Зав.№ 08G 92118448
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196460
ая
н
в
и
т
к
а
е
ая
н
в
и
т
к
ГТЭС№1
TCH-TN11
3
Г
е
р
е
в
р
е
с
EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав.№1HSE 8777 942 Зав.№1HSE 8777 943 Зав.№1HSE 8777 944
ГТЭС №1 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС
TAT
Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28004 Зав.№ GD8/P28005 Зав.№ GD8/P28006
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196454
4
й
а
т
2
4
9
0
0
0
0
5
5
7
0
0
№
в
а
з,
01
>
L
7
2
3
£
T
R
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246807
780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52670684 Зав.№ 52670679
PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52790969 Зав.№ 52790970
5
ТГ-2
в
а
з
,к
и
н
м
е
и
р
п
-
S
P
G
ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№08H 92171506 Зав.№08H 92171478 Зав.№08H 92171516
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196457
ГТЭС №2 TCH-TN22
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ГТЭС №2 TCH-TN21 | ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92118435 Зав.№ 08G 92118436 Зав.№ 08G 92118442 | - | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196458 | 0 5 5 о 0 № в а 01 > L 7 2 m £ T R | GPS-приемник, зав.№ 000942 | К Рч Т е ffl С U е р е в & е с - м й а н | § н ю и итк а е 5 н в и Ё < |
| 8 | ГТЭС №2 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28001 Зав.№ GD8/P28002 Зав.№ GD8/P28003 | EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8777 939 Зав.№ 1HSE 8777 940 Зав.№ 1HSE 8777 941 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01196453 | ||||
| 9 | ТГ-3 | 780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52388100 Зав.№ 52388099 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120 КТ 0,2 Зав.№ 52415274 Зав.№ 52415272 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246799 | 9 4 5 7 о 0 № в ей 01 > L (N 3 £ T | GPS-приемник, зав.№ 002730 | ||
| 10 | ГТЭС №3 TCH-TN32 | ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 07F 91407187 Зав.№ 07F 91407186 Зав.№ 07F 91407191 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154306 | ||||
| 11 | ГТЭС №3 TCH-TN31 | ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 06/36391 Зав.№ 06/36393 Зав.№ 06/36392 | - | A2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1 Зав.№ 01154310 | ||||
| 12 | ГТЭС №3 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 6100569 Зав.№ 6100568 Зав.№ 6100567 | EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8730 565 Зав.№ 1HSE 8730 566 Зав.№ 1HSE 8730 567 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 06918388 | ||||
| 13 | ТГ-4 | 780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52840042 Зав.№ 52840057 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52843204 Зав.№ 52843210 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246812 | RTU 327LV01, зав.№ 007547 | GPS-приемник, зав.№ 005689 | ||
| 14 | ГТЭС №4 TCH-TN42 | TA60R Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 21406/09 Зав.№ 25703/09 Зав.№ 25714/09 | - | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01202464 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | ГТЭС №4 TCH-TN41 | ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 09K 92919845 Зав.№ 09K 92919850 Зав.№ 09K 92919849 | - | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01202463 | RTU 327LV01, зав.№ 007547 | GPS-приемник, зав.№ 005689 | К Рч Т е и К Г е & е в р е с - й а т | § К в и итк ей <и § н ю и кти A |
| 16 | ГТЭС №4 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | TAT Ктт=300/5; КТ 0,2S Зав.№ 09121751 Зав.№ 09121750 Зав.№ 09121754 | JDQXF-145ZHW Кта=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ GD9/120R3201 Зав.№ GD9/120R3202 Зав.№ GD9/120R3203 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01204417 | ||||
| 17 | ТГ-5 | 780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52840041 Зав.№ 52840046 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52843287 Зав.№ 52843288 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246813 | RTU 327LV01, зав.№ 007624 | GPS-приемник, зав.№ 005897 | ||
| 18 | ГТЭС №5 TCH-TN52 | ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 12K 94994634 Зав.№ 12K 94994636 Зав.№ 12K 94994639 | - | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263002 | ||||
| 19 | ГТЭС №5 TCH-TN51 | ASK 31.3 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 12D 94613780 Зав.№ 12D 94613784 Зав.№ 12D 94613791 | - | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263003 | ||||
| 20 | ГТЭС №5 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ 6091367 Зав.№ 6091368 Зав.№ 6091366 | EMF 145 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8728 890 Зав.№ 1HSE 8728 891 Зав.№ 1HSE 8728 892 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01263005 | ||||
| 21 | ТГ-6 | 780I-202-5 Ктт=2000/5; КТ 0,2 Зав.№ 52717209 Зав.№ 52717210 | PTW5-2-110-SD02442FF Ктн=12000/120; КТ 0,2 Зав.№ 52740637 Зав.№ 52740638 | A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01246797 | 3 2 6 7 о о № в а СО, 01 V L 7 (N 3 U T Р4 | GPS-приемник, зав.№ 001289 | ||
| 22 | ГТЭС №6 TCH-TN62 | ASK 63.4 Ктт=400/5; КТ 0,5 Зав.№ 08Н 92171510 Зав.№ 08Н 92171519 Зав.№ 08Н 92171520 | - | A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав.№ 01193600 | ||||
| 23 | ГТЭС №6 ТСН-TN61 | ASK 31.4 Ктт=100/5; КТ 0,5 Зав.№ 08G 92118456 Зав.№ 08G 92118432 Зав.№ 08G 92118453 | - | A2R2-4-AL-C29-T КТ 0,5S/1 Зав.№ 01193602 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 24 | ГТЭС №6 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | TAT Ктт=300/5; КТ 0,2 Зав.№ GD8/P28014 Зав.№ GD8/P28009 Зав.№ GD8/P28007 | EMF 145 Ктн=110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Зав.№ 1HSE 8777 930 Зав.№ 1HSE 8777 931 Зав.№ 1HSE 8777 932 | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01163869 | 3 2 6 7 0 0 № в а з, 01 > L 7 2 3 £ T R | GPS-приемник, зав.№ 001289 | И Рч Т е PQ 1 О р е в р е с ■ й а т | ая н в и т и ей е ая н в и т к А |
| 25 | КТП 100 кВА 10/0,4 кВ | Т-0,66 У3 Ктт=150/5; КТ 0,5S Зав.№ 04039002 Зав.№ 04039001 Зав.№ 04039000 | - | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01283843 | RTU 327LV01, зав.№ 007624 | GPS-приемник, зав.№ 005897 | ||
| 26 | КТПСН 1000 кВА 10/0,4 кВ | Т-0,66 У3 Ктт=1500/5; КТ 0,5S Зав.№ 050349 Зав.№ 050350 Зав.№ 050351 | - | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Зав.№ 01261552 | 5 5 7 0 0 № в а з, 01 V L 7 2 3 U T R | GPS-приемник, зав.№ 000943 |
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)1ном для ИК № 1-15,17-24 и ток (0,01-1,2)1ном для ИК № 16,25,26; 0,5 инд.<ео8ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от 0 до 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 таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_
| о, е S о К | е к К & <U и F О ей О н СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях, % | |||
| §1%, 11(2)%£1изм<12% | §5%, 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | Sioo^» 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4, 5, 8, 9, 12, 13, 17, 20, 21, 24 | 1 | Не норм. | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,8 | Не норм. | ±1,5 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | Не норм. | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 2, 3, 6, 7, 14, 15, 18, 19 | 1 | Не норм. | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,8 | Не норм. | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,5 | Не норм. | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
| 10, 11, 22, 23 | 1 | Не норм. | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,8 | Не норм. | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | |
| 0,5 | Не норм. | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 | |
| 16 | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 25, 26 | 1 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_
| о, е S о К | Значение cosj/sinj | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях, % | |||
| §1%, 11(2)%£1изм<12% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 9 13 17 1 5 5 5 1 ' 5 20, 21 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±2,3 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 2, 3, 6, 7, 14, 15 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±4,5 | ±2,3 | ±1,7 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 | |
| 4, 8, 12, 24 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±2,3 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 10, 11, 22, 23 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±3,6 | ±2,3 | ±2,1 | |
| 16 | 0,8/0,6 | ±3,1 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,5/0,87 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 18, 19 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±4,5 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,9 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 25, 26 | 0,8/0,6 | ±4,8 | ±3,1 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,5/0,87 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,4 | ±2,4 | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)иШм; ток (0,05-1,2)^ для ИК № 1-15,17-24 и ток (0,01-1,2)^ для ИК № 16,25,26; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.; температура окружающей среды (20±5) °С приведены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии_
| о, е S о К | е к К & СЛ F О ей О н СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях, % | |||
| §1%, 11(2)%£1изм<12% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §loo%, 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 4, 5, 8, 9, 12, 13, 17, 20, 21, 24 | 1 | Не норм. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 |
| 0,8 | Не норм. | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 | |
| 0,5 | Не норм. | ±2,0 | ±1,2 | ±0,9 | |
| 2, 3, 6, 7, 14, 15, 18, 19 | 1 | Не норм. | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,8 | Не норм. | ±2,8 | ±1,4 | ±1,0 | |
| 0,5 | Не норм. | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 | |
| 10, 11, 22, 23 | 1 | Не норм. | ±1,7 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,8 | Не норм. | ±2,9 | ±1,5 | ±1,1 | |
| 0,5 | Не норм. | ±5,4 | ±2,7 | ±1,9 | |
| 16 | 1 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,6 |
| 0,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,6 | |
| 25, 26 | 1 | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,8 | |
Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии_
| о, е S о К | Значение cosj/sinj | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях, % | |||
| §1%, 11(2)%£1изм<12% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 9 13 17 1 5 5 5 1 ' 5 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±1,7 | ±1,1 | ±1,0 |
| 20, 21 | 0,5/0,87 | Не норм. | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 |
| 2, 3, 6, 7, 14, 15 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±4,3 | ±2,2 | ±1,5 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,4 | ±1,3 | ±0,9 | |
| 4, 8, 12, 24 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±1,9 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±1,3 | ±0,8 | ±0,7 | |
| 10, 11, 22, 23 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,8 | ±1,6 | ±1,3 | |
| 16 | 0,8/0,6 | ±2,2 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5/0,87 | ±1,6 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 18, 19 | 0,8/0,6 | Не норм. | ±4,3 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,5/0,87 | Не норм. | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | |
| Продолжение таблицы 6 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25, 26 | 0,8/0,6 | ±4,3 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5/0,87 | ±2,6 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А1800, Альфа А2
- среднее время наработки на отказ Тср = 120 000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет;
счетчики электроэнергии многофункциональные типа 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,
- 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 (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка №2 Симферопольская.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.
Таблица 7 - 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 | 10 шт. |
| 31857-11 | 11 шт. | |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RALQ-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-06 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1 | 27428-04 | 2 шт. |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1 | 14555-02 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока Т-0,66 (модификация Т-0,66 У3) , КТ 0,5S | 52667-13 | 3 шт. |
| Трансформатор тока Т-0,66 (модификация Т-0,66 У3), КТ 0,5S | 29482-07 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока 780I-202-5, КТ 0,2 | 51411-12 | 9 шт. |
| 53453-13 | 3 шт. | |
| Трансформатор тока измерительные ТА (модификация ТA60R), КТ 0,5 | 35626-07 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификации ASK 31.4, ASK 63.4), КТ 0,5 | 31089-06 | 15 шт./12 шт. |
| Трансформаторы тока измерительные AS, ASK, EAS, EASK, ASKD, EASKD (модификации ASK 31.3, ASK 63.4), КТ 0,5 | 49019-12 | 3 шт./3 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2S и КТ 0,2 | 29838-05 | 3 шт./12 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения JDQXF-145ZHW, КТ 0,2 | 40246-08 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 | 32003-06 | 15 шт. |
| Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2 | 51410-12 | 10 шт. |
| 53454-13 | 2 шт. | |
| Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 (модификация RTU-327 LV01) | 41907-09 | 6 шт. |
| УССВ на базе GPS-приемника Garmin GPS 16x-HVS | - | 6 шт. |
| Сотовый модем Siemens TC35i | - | 7 шт. |
| Коммутатор Cisco Catalyst 2960 | - | 8 шт. |
| Маршрутизатор Cisco Catalyst 2901 | - | 1 шт. |
| Спутниковый модем SkyEdge II IP | - | 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 | - | 6 экз. |
| Программный пакет АС РЕ 100 «АльфаЦЕНТР» | - | 1 экз. |
| Документация | ||
| Методика поверки МП 4222-19-7714348389-2017 | - | 1 экз. |
| Формуляр ФО 4222-19-7714348389-2017 | - | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-19-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.03.2017 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 Aльфа A2 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Aльфа A2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «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 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 ЛИИС 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) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская». Свидетельство об аттестации №186/RA.RU. 311290/2015/2017 от 27.02.2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (мощности) комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 2 Симферопольская
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. Aппаратура 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. Aппаратура 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