ГРСИ 67453-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
67454-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская Нет данных, ГРСИ 67453-17

Смотреть ГРСИ
67452-17

Номер госреестра:

67453-17

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 01

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 65993

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС

на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская

Назначение средства измерений

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 средства измерений

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 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-йуровень-измерительно-информационныекомплексы(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

A1802RАL-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-11

ГР № 31857-06) и

A1805RАL-P4GB-DW-4 классаточности(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).

Лист № 2

Всего листов 11

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-НVS,

технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее-ИВК), в состав которого

входят: сервер баз данных (СБД), с установленным криптографическим программным

обеспечением (далее - ПО) и ПО «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного

времени - специализированный тайм-сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ),

технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура),

технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения

доступа к информации

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям

(проводным линиям) поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии.

В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал.

По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре

счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для

интервалов времени равных 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых

числах кВт·ч.

Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход

УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на

коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения),

хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.

Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера)

используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя

проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый)участки. Комбинированные

каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи

используется GSМ-сеть связи.

ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по

запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных

документов в ХML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора

(ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений

в ХML-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-НVS, 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.

Лист № 3

Всего листов 11

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

синхронизациивремениПО«АльфаЦЕНТР».КоррекциясистемноговремениИВК

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

ВАИИСКУЭиспользуетсяпрограммноеобеспечение(ПО)«АльфаЦЕНТР»

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 ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 14.05.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5

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.

Метрологические и 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

Лист № 4

Всего листов 11

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

УССВ

уровня ИВКЭ

УССВ

ТГ-1

780I-202-5

тт

=2000/5; КТ 0,2

Зав. № 52681709

Зав. № 52681700

ГТЭС №1

ТСН-TN12

ГТЭС

№1 ТСН-

TN11

ГТЭС №1

Ввод

110кВ

мобильной

ГТЭС

TAT

тт

=300/5; КТ 0,2

Зав. № GD/8P28008

Зав. № GD8/P28010

Зав. № GD8/P28013

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав. №

01163868

ТГ-2

780I-202-5

Ктт=2000/5; КТ 0,2

Зав. № 52388716

Зав. № 52388718

ГТЭС №2

ТСН-TN22

ГТЭС №2

ТСН-TN21

RTU 327LV, Зав № 008579

Garmin GPS 16x-НVS, Зав .№ 003035

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Номер

ИК

Наименование

присоединения

уровня ИВК

Вид

электроэнергии

PTW5-2- 110-

SD02442FF

тн

=12000/120; КТ 0,2

Зав. № 52663822

Зав. № 52663821

ASK-63.4

тт

=400/5; КТ 0,5

Зав. №08H 92171475

Зав. №08H 92171486

Зав. №08H 92171490

ASK-31.4

тт

=100/5; КТ 0,5

Зав. №08G 92118446

Зав. №08G92118440

Зав. № 08G92118433

5678 9

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав. №

01246800

A2R2-4-AL-

C29-T

КТ 0,5S/1

Зав. №

01193599

A2R2-4-AL-

C29-T

КТ 0,5S/1

Зав. №

01193601

RTU-327LV, Зав. № 008577

Garmin GPS 16x-НVS, Зав .№ 005409

EMF 145

тн

=110000/√3/100/√3

КТ 0,2

Зав. №1HSE 8777 927

Зав. №1HSE 8777 928

Зав. №1HSE 8777 929

PTW5-2- 110-

SD02442FF

Ктн=12000/120;КТ 0,2

Зав. № 52378685

Зав. № 52378688

ASK-63.4

Ктт=400/5; КТ 0,5

Зав. №07C91201559

Зав.№07C91201560

Зав.№07C91201585

ASK-31.4

Ктт=100/5; КТ 0,5

Зав. №07/trial Зав.

№07/51147 Зав. №

07/51138

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав. №

01246801

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав. №

01154309

A2R2-4-AL-

C29-T+

КТ 05S/1

Зав. №

01144764

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Активная/Реактивная

Лист № 5

Всего листов 11

ГТЭС №2

Ввод 110кВ

мобильной

ГТЭС

TAT

тт

=300/5; КТ 0,2

Зав. № 70010021

Зав. № 70010032

Зав. № 70010033

RTU 327LV, Зав № 008579

GPS -приемник,

Зав .№ 003035

ТГ-4

780I-202-5

тт

=2000/5; КТ 0,2

Зав. № 52323390

Зав. № 52323391

ГТЭС №4

ТСН-TN42

ГТЭС №4

ТСН-TN41

ГТЭС №4

Ввод

110кВ

мобильной

ГТЭС

TAT

тт

=300/5; КТ 0,2S

Зав. № 09121752

Зав. № 09121753

Зав. № 09121755

A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав. №

06918386

КРУН-10

кВ, яч. №1

КРУН-10

кВ, яч. № 2

RTU 327LV01, зав.№ 007683

GPS -приемник, зав.№ 003029

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Продолжение таблицы 2

12345678 9

EMF 145

тн

=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

PTW5-2- 110-

SD02442FF

тн

=12000/120; КТ 0,2

Зав. № 52328280

Зав. № 52328283

ASK-63.4

тт

=400/5; КТ 0,5

Зав.№07C91201593

Зав. 07C91201595

Зав.№07C91201597

ASK-31.5

тт

=80/5; КТ 0,5

Зав.№06K91006698

Зав.№06K91006703

Зав.№06K91006701

А1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав. №

01246798

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав. №

01154299

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав. №

01154304

JDQXF-145ZHW

тн

=110000/√3/100/√3

КТ 0,2

Зав. №GD9/120R3204

Зав. №GD9/120R3205

Зав. №GD9/120R3206

НТМИ-1-10 У3

тн

=10000/100; КТ 0,5

Зав.№ 130795049

ТОЛ-K-10 У2

тт

=100/5; КТ 0,5 S

Зав. № 5/1359

Зав. № 5/1360

Зав. № 5/1361

ТОЛ-K-10 У2

тт

=100/5; КТ 0,5S

Зав. № 5/1362

Зав. № 5/1363

Зав. № 5/1364

НТМИ-1-10 У3

тн

=10000/100; КТ 0,5

Зав.№ 130795049

A1805RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,5S/1

Зав. №

01267923

A1805RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,5S/1

Зав. №

01267920

Активная/Реактивная

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)U

ном

, ток (0,05-1,2)I

ном

для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)I

ном

для ИК № 12-14; 0,5 инд.≤cosφ≤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.

Лист № 6

Всего листов 11

Номер

ИК

Значение

cosφ

2, 3, 6, 7,

10, 11

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

(реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, %

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

АР АР АР АР

0,5--±2,2±2,0±1,4±1,8±1,2±1,8

1, 5, 8, 90,8--±1,5±2,3±1,0±1,9±1,0±1,8

1--±1,1Не норм±0,8Не норм±0,8Не норм

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--±2,2Не норм±1,6Не норм±1,5Не норм

0,5--±2,2 ±1,7±1,4 ±1,2±1,2 ±1,1

40,8--±1,5±2,3±1,0±1,4±1,0±1,2

1--±1,1Не норм±0,8Не норм±0,8Не норм

0,5 ±2,2 ±2,4±1,4 ±1,5±1,2 ±1,1±1,2 ±1,1

120,8±1,5±3,1±1,1±1,8±1,0±1,3±1,0±1,2

1±1,2Не норм±0,8Не норм±0,8Не норм±0,8Не норм

0,5±5,9 ±4,5±3,8 ±4,0±3,1 ±3,9±3,1 ±3,7

13, 140,8±3,7±6,0±2,9±4,8±2,6±4,4±2,6±4,6

1±2,6Не норм±2,0Не норм±1,9Не норм±1,9Не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала

при измерении активной (реактивной) электрической энергии (напряжение (0,98-1,02)U

ном

, ток

(0,05-1,2)I

ном

для ИК № 1-11 и ток (0,01-1,2)I

ном

для ИК № 12-14, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк.,

приведены в таблице 4.

1, 5, 8,

2, 3, 6,

7,10, 11

13, 14

Значение

cosφ

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного

канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при

Номеризмерении активной (реактивной) электрической энергии, %

ИК

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

0,5-

0,8-

1 -

0,5 -

0,8 -

1 -

0,5 -

0,8 -

1 -

0,5 ±2,0

0,8 ±1,3

1 ±1,0

0,5 ±5,5

0,8 ±3,0

1 ±2,1

РА

- ±2,0

- ±1,3

- ±0,9

- ±5,4

- ±2,9

- ±1,7

- ±2,0

- ±1,3

- ±0,9

±1,6 ±1,3

±2,2 ±0,9

Не норм ±0,6

±3,0 ±3,1

±4,6 ±1,9

Не норм ±1,2

Р А Р А Р

±1,3 ±1,2 ±0,9 ±0,9 ±0,8

±1,7 ±0,8 ±1,1 ±0,6 ±1,0

Не норм ±0,6 Не норм ±0,5 Не норм

±2,8 ±2,7 ±1,6 ±1,9 ±1,3

±4,5 ±1,5 ±2,4 ±1,1 ±1,8

Не норм ±1,0 Не норм ±0,8 Не норм

±1,3 ±1,2 ±0,8 ±0,9 ±0,7

±1,9 ±0,8 ±1,1 ±0,6 ±0,9

Не норм ±0,6 Не норм ±0,5 Не норм

±1,0 ±0,9 ±0,7 ±0,9 ±0,7

±1,3 ±0,6 ±0,9 ±0,6 ±0,9

Не норм ±0,5 Не норм ±0,5 Не норм

±2,1 ±2,3 ±2,0 ±2,3 ±1,5

±2,9 ±1,4 ±2,1 ±1,4 ±2,4

Не норм±1,0Не норм±1,0Не норм

Лист № 7

Всего листов 11

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики электрической энергии типа Альфа А1800, Альфа и Альфа А2