Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) УМП "Водоканал"
| Номер в ГРСИ РФ: | 41067-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в ПАК ОАО "АТС", ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО", Филиал ОАО "СО ЕЭС" Ивановское РДУ. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 41067-09 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) УМП "Водоканал" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | d9daabcc-190b-3d84-3fe6-c9b181d7bb61 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2009 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 35847 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 08д от 16.07.09 п.269 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТенИнтер", г. Москва
Россия
125364, ул.Свободы, д.48, стр.1, Тел. 8 903 533 10 77. Адрес (юр.): 119313, Ленинский пр-т, д.95 Адрес (почт.): 109444, ул.Ферганская, д.6, стр.2 Тел. 8 (495) 788-48-25
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП-613/446-2009 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 28.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
41067-09: Описание типа
2024-41067-09.pdf
|
Скачать | 156.6 КБ | |
|
41067-09: Методика поверки
2024-mp41067-09.pdf
|
Скачать | 6.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) УМП «Водоканал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ УМП «Водоканал» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ УМП «Водоканал» решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных в течение 3,5 лет, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовку данных в XML формате (Приложение 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведение реестра субъектов оптового рынка) для их передачи по электронной почте;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
- ведение системы единого времени а АИИС (коррекция времени).
АИИС КУЭ УМП «Водоканал» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения, их вторичные цепи, счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на УМП «Водоканал», образующие информационно-измерительные каналы (далее по тексту - «ИК»), по количеству точек учета электроэнергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий технические средства приема — передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями, устройство синхронизации системного времени (УССВ), сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ). АРМ (стационарные) представляет собой компьютер с операционной системой Windows Server 2008 настольного исполнения с установленным программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», реализующее всю необходимую функциональность ИВК и каналообразующей аппаратурой. В случае отказа основного ПО предусмотрено резервное, представляющее собой компьютер с операционной системой Windows 10 Profession настольного исполнения с установленным программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0 Пром». АРМ предназначено для дистанционной работы с сетевым контроллером, а также для составления отчетной документации. Технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется ак среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема — передачи данных поступают на входы сервера, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений.
С ИВК данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет».
В качестве резервного канала передачи данных используется телефонная сеть связи общего пользования (ТфСОП) с отдельным телефонным номером, организованная от ИВК.
АИИС КУЭ УМП «Водоканал» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерения времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени. В качестве УССВ используется устройство синхронизации времени УСВ-1.
УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS один раз в сутки и является средством измерения времени с допустимой погрешностью △ усв = 1 с/сут. УСВ-1 каждую секунду передает данные о времени через последовательный интерфейс RS-232 (СОМ — порт) на сервер. Синхронизация времени на сервере происходит от подключенного к нему УСВ-1, при рассогласовании более чем на 1 секунду. Далее сервер устанавливает время на счетчика 1 раз в сутки. Синхронизация времени счетчиков происходит при рассогласовании с временем сервера более чем на 1 секунду.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено. Заводской номер 009 наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК, типографским способом, а также заводской номер 009 указан в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ПО «Пирамида 2000», которое используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии, а также программное обеспечение на случай выхода основного «Пирамида 2.0 Пром»
ПО «Пирамида 2000», «Пирамида 2.0 Пром» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствуют уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParsePiramida.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SynchroNSLdll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2.0 Пром» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
BinaryPackControls.dl |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CheckDataIntegrity.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComIECFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComModbusFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComStdFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
DateTimeProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SafeV aluesDataUpdate.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SimpleV erifyDataStatuses.dll |
|
1 |
2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SummaryCheckCRC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
УСВ/Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м.Строкино, РУ-10 кВ, 1 сек. 10 кВ, яч.1, КЛ-10 кВ ф.193 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-79 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
Windows Server 2008 (основной), Windows 10 Profession (резервный), УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
|
2 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м.Строкино, ввод 0,4 кВ, ТСН-1 |
ТТН-Ш Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58465-14 ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58386-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | |
|
3 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м.Строкино, РУ-10 кВ, 2 сек. 10 кВ, яч.16, КЛ-10 кВ ф.190 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-79 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м.Строкино, ввод 0,4 кВ, ТСН-2 |
ТТН-Ш Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58465-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 |
Windows Server 2008 (основной), Windows 10 Profession (резервный), УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
|
5 |
КЛ-10 кВ ф. 199 от ПС 110 кВ Водозабор, опора, ВЛ-10 кВ, ПКУ ф. 199 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 59871-15 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
КЛ-10 кВ ф. 196 от ПС 110 кВ Водозабор, опора, ВЛ-10 кВ, ПКУ ф. 196 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 71707-18 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
7 |
КЛ-10 кВ ф. 198 от ПС 110 кВ Водозабор, опора, ВЛ-10 кВ, ПКУ ф. 198 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 71707-18 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
ТП №1 6 кВ цеха ОСК, РУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.1, КЛ 6 кВ ф.623 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-00 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
9 |
ТП №1 6 кВ цеха ОСК, РУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.16, КЛ 6 кВ ф.626 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-00 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
10 |
ТП №2 6 кВ цеха ОСК, РУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.1, КЛ 6 кВ ф.627 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
11 |
ТП №2 6 кВ цеха ОСК, РУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.16, КЛ 6 кВ ф.624 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
12 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м. Горино, РУ-10 кВ, 1 сек. 10 кВ, яч.5, КЛ-10 кВ ф.129 |
ARM3/N2F Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 18842-09 |
VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 47913-11 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ПС 10 кВ ОНВС-2 м. Горино, РУ-10 кВ, 2 сек. 10 кВ, яч.1, К Л-10 кВ ф.120 |
ARM3/N2F Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 18842-09 |
VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 47913-11 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
Windows Server 2008 (основной), Windows 10 Profession (резервный), УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
|
14 |
ПС 6 кВ ОНВС-1 м. Авдотьино, РУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ. ф. 607 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
15 |
ПС 6 кВ ОНВС-1 м. Авдотьино, РУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.35, КЛ-6 кВ. ф. 660 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
16 |
ПС 6 кВ ОНВС-1 м. Авдотьино, РУ-6 кВ, 3 сек. 6 кВ, яч.14, КЛ-6 кВ. ф.605 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
17 |
ПС 6 кВ Насосная станция п. Пеньки, РУ-6кВ, сборка шин 6 кВ, яч.ф.1 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
18 |
ПС 6 кВ Насосная станция п.Пеньки, Щит СН 0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 6891-85 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
19 |
ПС 6 кВ ГНС-1, КРУ-6кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.8, КЛ-6кВ ф.1 ГНС |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
20 |
ПС 6 кВ ГНС-1, КРУ-6кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.1, КЛ-6кВ ф.2 ГНС |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
21 |
ПС 6 кВ ГНС-1, КРУ-6кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.4, КЛ-6кВ ф.616 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
22 |
ПС 6 кВ ГНС-1, КРУ-6кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.2, ф.1 ИПТ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
23 |
ПС 6 кВ ГНС-1, КРУ-6кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.12, ф.2 ИПТ |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
Windows Server 2008 (основной), Windows 10 Profession (резервный), УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие - владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Границы основной погрешности (боен) и погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (б%) АИИС КУЭ УМП «Водоканал» | |||||||
|
Номер ИК |
cosф |
W5%P< Wpизм<W20%P |
W20%P< Wpизм<W100%P |
W100%P<Wpизм<W120% P | |||
|
65%, % |
± б5%осн, % |
620%, % |
± б20%осн, % |
5100%, % |
± 5100%осн, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5-17, 19-23 ТТ-0,5, ТН-0,5, Сч.-0,58 |
0,50 |
±5,8 |
±5,5 |
±3,4 |
±3,0 |
±2,8 |
±2,3 |
|
0,80 |
±3,4 |
±2,9 |
±2,4 |
±1,7 |
±2,2 |
±1,4 | |
|
1,00 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,0 | |
|
2, 4, 18 ТТ-0,5, ТН-нет, Сч.-0,58 |
0,50 |
±5,6 |
±5,4 |
±3,2 |
±2,7 |
±2,5 |
±2,3 |
|
0,80 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,4 | |
|
1,00 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,0 | |
|
1, 3 ТТ-0,5, ТН-0,2, Сч.-0,58 |
0,50 |
±5,7 |
±5,4 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,6 |
±2,0 |
|
0,80 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,3 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,2 | |
|
1,00 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,1 |
±1,6 |
±0,9 | |
|
Границы основной погрешности (± босн) и погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (± 5р) АИИС КУЭ УМП «Водоканал» | |||||||
|
Номер ИК |
sinip |
W5%Q< WQизм<W20%Q |
W20%Q< WQизм<W100%Q |
W100%Q<W Qизм<W 120 %Q | |||
|
65%, % |
± б5%осн, % |
620%, % |
± б20%осн, % |
5ioo%, % |
± 5100%осн, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5-17, 19-23 ТТ-0,5, ТН-0,5, Сч.-1,0 |
1 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,3 |
|
0,87 |
±3,7 |
±2,8 |
±2,5 |
±1,8 |
±2,4 |
±1,5 | |
|
0,6 |
±3,7 |
±3,3 |
±2,4 |
±1,6 |
±2,2 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±4,4 |
±2,5 |
±5,7 |
±5,3 |
±3,5 |
±3,0 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
2, 4, 18 ТТ-0,5, ТН-нет, Сч.-1,0 |
1 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,2 |
|
0,87 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,4 |
±1,6 |
±2,3 |
±1,3 | |
|
0,6 |
±5,3 |
±4,5 |
±3,0 |
±2,4 |
±2,5 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±6,3 |
±5,6 |
±3,5 |
±2,9 |
±2,7 |
±2,0 | |
|
1, 3 ТТ-0,5, ТН-0,2, Сч.-1,0 |
1 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,2 |
|
0,87 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,4 |
±1,7 |
±2,3 |
±1,3 | |
|
0,6 |
±4,7 |
±4,4 |
±2,9 |
±1,8 |
±4,1 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±4,2 |
±3,1 |
±5,6 |
±5,2 |
±3,3 |
±2,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||
|
Примечание: W5% - значение активной и реактивной электроэнергии при 5 % нагрузке; W20% - значение активной и реактивной электроэнергии при 20 % нагрузке; W100% -значение активной и реактивной электроэнергии при 100 % нагрузке; W120% - значение активной и реактивной электроэнергии при 120 % нагрузке; 35% - доверительные границы погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации с вероятностью Р=0,95 при 5 % нагрузке; 320%- доверительные границы погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации с вероятностью Р=0,95 при 20 % нагрузке; 3100% - доверительные границы погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации с вероятностью Р=0,95 при 100 % нагрузке; 35%осн - доверительные границы основной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии с вероятностью Р=0,95 при 5 % нагрузке; 320%осн- доверительные границы погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации с вероятностью Р=0,95 при 20 % нагрузке; 3100%осн - доверительные границы погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации с вероятностью Р=0,95 при 100 % нагрузке. | |||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
23 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,8 от плюс 15 до плюс 25 от 30 до 80 |
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С |
от плюс 5 до плюс 35 |
|
- температура окружающей среды для ТТ, °С |
от минус 45 до плюс 50 |
|
- температура окружающей среды для ТН, °С |
от минус 45 до плюс 50 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков электрической энергии, °С |
от минус 40 до плюс 60 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 106,7 |
|
- относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ-1: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и ИВК фиксируются факты:
1) параметрирования;
2) пропадания напряжения;
3) коррекция времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1) счётчика;
2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3) испытательной коробки;
4) ИВК;
- наличие защиты на программном уровне:
1) пароль на счетчике;
2) пароль на ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ УМП «Водоканал» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол., шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТТН-Ш |
5 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ARM3/N2F |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10У3 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
VRQ2N/S2 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
21 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Формуляр - Паспорт |
НТАС.422231.011.ФО-ПС |
1 |
|
Методика поверки |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе 06.2009.НТАС-АУ.МВИ «Методика выполнения измерений количества энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) УМП «Водоканал»«. Методика измерений аттестована Федеральным государственным учреждением «Российский центр испытаний и сертификации «Ростест-Москва».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
