Untitled document

Приложение к свидетельству № 65994

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

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

на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии (мощности) 3-х 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 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-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), в состав

которых входят: трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,2; 0,5S по ГОСТ 7746-2001,

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики

электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 модификация

A1802RАL-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).

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 (модификация RTU-327LV01, ГР № 41907-09), устройства синхронизации системного

времени на базе GPS-приемников типа Garmin GPS 16x-НVS (основное устройство), комплекс

измерительно-вычислительный СТВ-01Л (ГР № 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 криптографическим программным

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

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

техническиесредстваприема-передачиданныхиканалысвязидляобеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура),

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

доступа к информации

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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 (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.

Лист № 3

Всего листов 11

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.

В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс

измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта

автоматизации по стандарту Ethernet.

Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера,

входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющий 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 ПОАльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1

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.№ 52433259

Зав.№ 52433260

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

01246804

ГТЭС №1

ТСН-TN12

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав.№

01154301

ГТЭС№1

ТСН-ТN11

ГТЭС №1

Ввод

110кВ

мобильной

ГТЭС

TAT

тт

=300/5; КТ 0,2

Зав.№ 70010018

Зав.№ 70010019

Зав.№ 70010022

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

06918382

RTU 327LV01, зав.№ 007681

GPS-приемник, зав.№ 003032 (основное устройство),

СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

ТГ-2

780I-202-5

тт

=2000/5; КТ 0,2

Зав.№ 52466247

Зав.№ 52466241

PTW5-2-110-

SD02442FF

тн

=12000/120

КТ 0,2

Зав.№ 52449679

Зав.№ 52449676

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

01246803

ГТЭС №2

ТСН-TN22

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав.№

01154303

RTU 327LV01,зав № 007680

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

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

Состав измерительного канала

Номер

ИК

Наименование

присоединения

уровня ИВК

Вид

электроэнергии

5678 9

PTW5-2-110-

SD02442FF

тн

=12000/120

КТ 0,2

Зав.№ 52426266

Зав.№ 52426268

ASK 63.4

тт

=400/5; КТ 0,5

Зав.№

07C 91201558

Зав.№

07C 91201580

Зав.№

07C 91201599

ASK 31.4

тт

=100/5; КТ 0,5

Зав.№ 07/51155

Зав.№ 07/51143

Зав.№ 07/51139

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав.№

01154312

EMF 145

тн

=110000/√3/100/√3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8730 944

Зав.№ 1HSE 8730 945

Зав.№ 1HSE 8730 946

ASK 63.4

тт

=400/5; КТ 0,5

Зав.№

07F 91407188

Зав.№

07F 91407189

Зав.№

07F 91407194

GPS-приемник, зав.№ 003031(основное

устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449

(резервное устройство)

Активная/Реактивная

Лист № 5

Всего листов 11

ГТЭС №2

Ввод

110кВ

мобильной

ГТЭС

TAT

тт

=300/5; КТ 0,2

Зав.№ 70010023

Зав.№ 70010026

Зав.№ 70010027

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

06918384

ТГ-3

780I-202-5

тт

=2000/5; КТ 0,2

Зав.№ 52351448

Зав.№ 52351449

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

01246802

ГТЭС №3

ТСН-TN32

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав.№

01154305

ГТЭС №3

ТСН-TN31

ASK 31.4

тт

=100/5; КТ 0,5

Зав.№ 07/51140

Зав.№ 07/51150

Зав.№ 07/51151

A2R-4-AL-

C29-T+

КТ 0,5S/1

Зав.№

01154298

RTU 327LV01, зав.№ 007682

ГТЭС №2

ТСН-TN21

Продолжение таблицы 2

123

ASK 31.4

тт

= 100/5; КТ 0,5

7Зав.№ 07/51142

Зав.№ 07/51153

Зав.№ 07/51152

45678 9

A2R2-4-AL-

C29-T

-КТ 0,5S/1

Зав.№

01165542

EMF 145

тн

=110000/√3/100/√3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8730 947

Зав.№ 1HSE 8730 948

Зав.№ 1HSE 8730 949

RTU 327LV01,зав № 007680

GPS-приемник, зав.№ 003031 (основное устройство),

СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

PTW5-2-110-

SD02442FF

тн

=12000/120

КТ 0,2

Зав.№ 52366794

Зав.№ 52366797

ASK 63.4

тт

= 400/5; КТ 0,5

Зав.№ 07/44871

Зав.№ 07/44872

Зав.№

07С 91201589

GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное

устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное

устройство)

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

Активная/Реактивная

Лист № 6

Всего листов 11

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

06918385

КРУН-10 кВ

яч. №1

ТОЛ-СЭЩ-10-23

тт

=100/5; КТ 0,5S

Зав.№ 17700-13

Зав.№ 17661-13

Зав.№ 17644-13

НАЛИ-СЭЩ-10-6

тн

=10000/100

КТ 0,5

Зав.№ 00513-13

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

01249126

КРУН-10 кВ

яч. №3

ТОЛ-СЭЩ-10-23

тт

=100/5; КТ 0,5S

Зав.№ 17628-13

Зав.№ 17619-13

Зав.№ 17548-13

НАЛИ-СЭЩ-10-6

тн

=10000/100

КТ 0,5

Зав.№ 00513-13

A1802RАL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Зав.№

01249117

GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство),

СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство)

5678 9

Продолжение таблицы 2

12 3

TAT

ГТЭС №3К

тт

=300/5; КТ 0,2

Ввод 110кВ Зав.№ 70010020

мобильной Зав.№70010028

ГТЭС Зав.№70010029

EMF 145

тн

=110000/√3/100/√3

КТ 0,2

Зав.№ 1HSE 8731 797

Зав.№ 1HSE 8731 798

Зав.№ 1HSE 8731 799

RTU 327LV01,зав № 007682

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

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 № 1-12 и ток

(0,01-1,2)I

ном

для ИК № 13-14; 0,5 ≤ cosφ ≤ 0,8; допускаемая температура окружающей среды

для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 45 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.

4, 8, 12

2, 3, 6, 7,

10, 11

13, 14

Значение

cosφ

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 (при значении рабочего тока в

Номер

процентах от номинального первичного тока ТТ), %

ИК

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, 9

0,8 - -

1 - -

0,5 - -

0,8 - -

1 - -

0,5 - -

0,8 - -

1 - -

0,5 ±5,5 ±3,5

0,8 ±3,0 ±4,9

1±1,9Не норм

±1,5±2,3±1,0±1,9

±1,1 Не норм±0,8 Не норм

±2,2±1,7±1,4±1,2

±1,5±2,3±1,0±1,4

±1,1 Не норм±0,8 Не норм

±5,6±3,6±3,1±2,3

±3,3±5,2±2,2±3,0

±2,2 Не норм±1,6 Не норм

±3,1±2,7±2,4±2,5

±1,9±3,3±1,6±2,9

±1,3 Не норм±1,1 Не норм

±1,0±1,8

±0,8 Не норм

±1,2±1,1

±1,0±1,2

±0,8 Не норм

±2,4±2,1

±1,9±2,4

±1,5 Не норм

±2,4±2,5

±1,6±2,9

±1,1 Не норм

Лист № 7

Всего листов 11

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при

измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение

(0,98-1,02)U

ном

, ток (0,05-1,2)I

ном

для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)I

ном

для ИК № 13-14; 0,5≤cos φ≤0,8,)

приведены в таблице 4.

1, 5, 9

4, 8, 12

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 %

АР

0,5- -

0,8- -

1 - -

0,5 - -

0,8 - -

1 - -

0,5 - -

0,8 - -

1 - -

0,5 ±5,4 ±2,7

0,8 ±2,9 ±4,4

1±1,8Не норм

АРАРАР

±2,0 ±1,3 ±1,2 ±0,9 ±0,9 ±0,8

±1,3 ±1,7 ±0,8 ±1,1 ±0,6 ±1,0

±0,9 Не норм ±0,6 Не норм ±0,5 Не норм

±2,0 ±1,3 ±1,2 ±0,8 ±0,9 ±0,7

±1,3 ±1,9 ±0,8 ±1,1 ±0,6 ±0,9

±0,9 Не норм ±0,6 Не норм ±0,5 Не норм

±5,4 ±2,8 ±2,7 ±1,6 ±1,9 ±1,3

±2,9 ±4,5 ±1,5 ±2,4 ±1,1 ±1,8

±1,7 Не норм ±1,0 Не норм ±0,8 Не норм

±3,0 ±1,5 ±2,2 ±1,2 ±2,2 ±1,2

±1,7 ±2,4 ±1,2 ±1,9 ±1,2 ±1,9

±1,1 Не норм ±0,9 Не норм ±0,9 Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А 1800, Альфа, Альфа А2