|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка 1 Севастопольская |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| Назначение | 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 | 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).
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), 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 (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 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 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.
|
| 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.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| Номер
ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ТГ-1 | 780I-202-5
Ктт=2000/5; КТ 0,2
Зав.№ 52433259
Зав.№ 52433260 | PTW5-2-110-SD02442FF
Ктн=12000/120
КТ 0,2
Зав.№ 52426266
Зав.№ 52426268 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 01246804 | RTU 327LV01, зав.№ 007681 | GPS-приемник, зав.№ 003032 (основное устройство),
СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство) | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ | Активная/Реактивная | | 2 | ГТЭС №1
ТСН-TN12 | ASK 63.4
Ктт=400/5; КТ 0,5
Зав.№ 07C 91201558
Зав.№07C 91201580
Зав.№07C 91201599 | - | A2R-4-AL-C29-T+
КТ 0,5S/1
Зав.№ 01154301 | | 3 | ГТЭС№1
ТСН-ТN11 | ASK 31.4
Ктт=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 | | 4 | ГТЭС №1 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | TAT
Ктт=300/5; КТ 0,2
Зав.№ 70010018
Зав.№ 70010019
Зав.№ 70010022 | EMF 145
Ктн=110000/√3/100/√3
КТ 0,2
Зав.№ 1HSE 8730 944 Зав.№ 1HSE 8730 945
Зав.№ 1HSE 8730 946 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 06918382 | | 5 | ТГ-2 | 780I-202-5
Ктт=2000/5; КТ 0,2
Зав.№ 52466247 Зав.№ 52466241 | PTW5-2-110-SD02442FF
Ктн=12000/120
КТ 0,2
Зав.№ 52449679
Зав.№ 52449676 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 01246803 | RTU 327LV01,зав № 007680 | GPS-приемник, зав.№ 003031(основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство) | | 6 | ГТЭС №2 ТСН-TN22 | ASK 63.4
Ктт=400/5; КТ 0,5
Зав.№
07F 91407188
Зав.№
07F 91407189
Зав.№
07F 91407194 | - | A2R-4-AL-C29-T+
КТ 0,5S/1
Зав.№ 01154303 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 7 | ГТЭС №2 ТСН-TN21 | ASK 31.4
Ктт = 100/5; КТ 0,5
Зав.№ 07/51142
Зав.№ 07/51153
Зав.№ 07/51152 | - | A2R2-4-AL-C29-T
КТ 0,5S/1
Зав.№ 01165542 | RTU 327LV01,зав № 007680 | GPS-приемник, зав.№ 003031 (основное устройство),
СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство) | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ | Активная/Реактивная | | 8 | ГТЭС №2
Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | TAT
Ктт=300/5; КТ 0,2
Зав.№ 70010023
Зав.№ 70010026
Зав.№ 70010027 | EMF 145
Ктн=110000/√3/100/√3
КТ 0,2
Зав.№ 1HSE 8730 947
Зав.№ 1HSE 8730 948
Зав.№ 1HSE 8730 949 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 06918384 | | 9 | ТГ-3 | 780I-202-5
Ктт=2000/5; КТ 0,2
Зав.№ 52351448
Зав.№ 52351449 | PTW5-2-110-SD02442FF
Ктн=12000/120
КТ 0,2
Зав.№ 52366794 Зав.№ 52366797 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 01246802 | RTU 327LV01, зав.№ 007682 | GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство), СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство) | | 10 | ГТЭС №3 ТСН-TN32 | ASK 63.4
Ктт = 400/5; КТ 0,5
Зав.№ 07/44871
Зав.№ 07/44872
Зав.№
07С 91201589 | - | A2R-4-AL-C29-T+
КТ 0,5S/1
Зав.№ 01154305 | | 11 | ГТЭС №3 ТСН-TN31 | ASK 31.4
Ктт=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 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 12 | ГТЭС №3 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | TAT
Ктт=300/5; КТ 0,2
Зав.№ 70010020 Зав.№70010028 Зав.№70010029 | EMF 145
Ктн=110000/√3/100/√3 КТ 0,2
Зав.№ 1HSE 8731 797 Зав.№ 1HSE 8731 798 Зав.№ 1HSE 8731 799 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 06918385 | RTU 327LV01,зав № 007682 | GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство),
СТВ-01Л, зав.№ 026449 (резервное устройство) | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ | Активная/Реактивная | | 13 | КРУН-10 кВ
яч. №1 | ТОЛ-СЭЩ-10-23
Ктт=100/5; КТ 0,5S
Зав.№ 17700-13 Зав.№ 17661-13 Зав.№ 17644-13 | НАЛИ-СЭЩ-10-6
Ктн=10000/100
КТ 0,5
Зав.№ 00513-13 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№ 01249126 | | 14 | КРУН-10 кВ яч. №3 | ТОЛ-СЭЩ-10-23
Ктт=100/5; КТ 0,5S
Зав.№ 17628-13 Зав.№ 17619-13 Зав.№ 17548-13 | НАЛИ-СЭЩ-10-6
Ктн=10000/100
КТ 0,5
Зав.№ 00513-13 | A1802RАL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Зав.№
01249117 |
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)Uном, ток (0,05-1,2)Iном для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)Iном 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.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации
| Номер
ИК | Значение
cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | | 1, 5, 9 | 0,5 | - | - | ±2,2 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,8 | | 4, 8, 12 | 0,5 | - | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | ±1,1 | | 2, 3, 6, 7, 10, 11 | 0,5 | - | - | ±5,6 | ±3,6 | ±3,1 | ±2,3 | ±2,4 | ±2,1 | | 13, 14 | 0,5 | ±5,5 | ±3,5 | ±3,1 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,5 | ±2,4 | ±2,5 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)Uном, ток (0,05-1,2)Iном для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)Iном для ИК № 13-14; 0,5≤cos φ≤0,8,) приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
| Номер
ИК | Значение
cosφ | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | | | А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | | 1, 5, 9 | 0,5 | - | - | ±2,0 | ±1,3 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 | ±0,8 | | 4, 8, 12 | 0,5 | - | - | ±2,0 | ±1,3 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,9 | ±0,7 | | 2, 3, 6, 7, 10, 11 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,8 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 | | 13, 14 | 0,5 | ±5,4 | ±2,7 | ±3,0 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А 1800, Альфа, 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-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 tв = 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,
- пропадангие/ и восстановления связи с точкой опроса,
- программные и аппаратные перезапуски,
- корректировки времени сервера и УСПД,
- 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)
|
| 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 | Количество | | 1 | 2 | 3 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация А1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-06 | 3 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация А1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 5 шт. | | Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+),
КТ 0,5S/1 | 14555-02 | 5 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T), КТ 0,5S/1 | 27428-04 | 1 шт. | | Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ (модификация ТОЛ-СЭЩ-10-23), КТ 0,5S | 51623-12 | 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 и ASK 63.4), КТ 0,5 | 31089-06 | 9 шт./9 шт. | | Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 | 29838-05 | 9 шт. | | Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы НАЛИ-СЭЩ (модификация НАЛИ-СЭЩ-10-6), КТ 0,5 | 51621-12 | 1 шт. | | Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 | 32003-06 | 9 шт. | | Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD02442FF, КТ 0,2 | 51410-12 | 6 шт. | | УСПД RTU-327 (модификация RTU-327 LV01) | 41907-09 | 3 шт. | | УССВ на базе GPS-приемника Garmin GPS 16x-HVS | - | 3 шт. | | Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (модификация СТВ-01Л) | 49933-12 | 1 шт. | | Сотовый модем Siemens ТС35i | - | 4 шт. | | Коммутатор Cisco Catalyst 2960 | - | 5 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 | - | 1 экз. | | Программный пакет АС_РЕ_100 «АльфаЦЕНТР» | - | 1 экз. | | Документация | | Методика поверки МП 4222-13-7714348389-2017 | - | 1 экз. | | Формуляр ФО 4222-13-7714348389-2017 | - | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 4222-13-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.03.2017 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».
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская
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
|
| Заявитель |
Акционерное общество «Мобильные газотурбинные электрические станции»
(АО «Мобильные ГТЭС»)
ИНН 7706627050
Адрес: 121353, г. Москва, ул. Беловежская, д. 4, блок Б
Телефон (факс): (495) 782-39-60/61
E-mail: info@mobilegtes.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, д. 134
Телефон: (846) 336-08-27
Факс: (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
| |
