Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ"
Номер в ГРСИ РФ: | 47514-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь |
![КтоПоверит](https://all-pribors.ru/images/logo-full-kp-site.png)
Для измерения активной и реактивной мощности и электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 47514-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Ставропольского ЦСМ |
Адрес центра | 355029, г.Ставрополь, ул.Доваторцев, 7а |
Руководитель центра | Зеренков В.Г. |
Телефон | (8*865*2) 32-21-77 |
Факс | 32-54-19, 32-28-73 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 43584 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 4556 от 15.08.11 п.39 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь
Россия
355000, ул.Ленина, 415а, тел.(8652) 35-67-43, 35-67-45, 76-30-89, 76-31-00, 56-40-21, Факс 56-67-03, www.energomera.ru, E-mail: askue@energomera.ru, concern@energomera.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 47514-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 30.06.2024 |
Поверители
Скачать
47514-11: Описание типа СИ | Скачать | 1 MБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной мощности и электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение активной и реактивной электрической мощности усредненной на 30-минутных интервалах времени;
- измерение календарного времени, интервалов времени;
- учёт активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом за сутки и месяц;
- 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S по ГОСТ 7746, напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии ЦЭ6850М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1.0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01К1;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации сис-
лист № 2 всего листов 19 темного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на уровне ИВКЭ по каналам передачи данных стандарта GSM с использованием терминалов сотовой связи Teleofis КХ100(скорость передачи данных 9,6 кбит/с) в центр сбора и обработки информации МУП «Водоканал». На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, если они не учтены в счётчике, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций - участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации организациям - участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на базе GPS-приемника, которое синхронизирует с установленной периодичностью время сервера АИИС КУЭ, погрешность синхронизации не более 0,01 с. Синхронизация времени УСПД со временем сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в сутки. Синхронизация времени счётчиков со временем УСПД осуществляется так же, один раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
![](/images/ot/11//47514-11-1.jpg)
Расположение счётчика электрической энергии, разветвителя интерфейсов, переходной колодки и нагрузочных резисторов в одном из измерительных каналов (аналогично располагаются элементы и в других измерительных каналах)
![](/images/ot/11//47514-11-2.jpg)
Внешний вид шкафа АИИС КУЭ одного из измерительных каналов.
![](/images/ot/11//47514-11-3.jpg)
Hill lllll Hill lllll lllll lllll lllll lllll lllll lllll
Внешний вид центрального сервера АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь
![](/images/ot/11//47514-11-4.jpg)
Схема пломбировки переходной колодки
![](/images/ot/11//47514-11-5.jpg)
Схема пломбировки разветвителя интерфейсов
ПммЪироОочная приплата
![](/images/ot/11//47514-11-6.jpg)
Схема пломбировки счётчика электрической энергии
![](/images/ot/11//47514-11-7.jpg)
ТОЛ- Ю-I
![](/images/ot/11//47514-11-8.jpg)
проволока
Схема пломбировки трансформаторов тока
![](/images/ot/11//47514-11-9.jpg)
Примечания:
1 Пломбировку производить свинцовой или индикаторной пломбой <РотосилН);
2 В качестве пломбировочной проволоки использовать проволоку Сильвер
Схема пломбировки трансформаторов напряжения
![](/images/ot/11//47514-11-10.jpg)
Схема пломбировки УСПД-164-01К1 и разъёма EIA232
Программное обеспечение
Программное обеспечение и его идентификационные данные приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Программное обеспечение центра обработки информации КТС «Энергомера» |
KTS.exe |
2.51.2 |
FDDA32D9 |
CRC32 |
ktsConceptShell.exe |
34440633 | |||
ktsObjCollection pc.dll |
BE090C29 | |||
ktsDevCollection_pc.dll |
46928F9E | |||
ktsDataRequest_pc. dll |
902B2309 | |||
ktsJoins pc.dll |
50DAF062 | |||
Consumer.exe |
31747A26 | |||
c2 uspd164 v2.50.05.dll |
6BBA9BBE | |||
c2 AsyncHayes.dll |
8D5B71BA | |||
Контрольная сумма исполняемого кода - 998E1F45 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Пароли доступа к возможности изменения параметров в АИИС КУЭ предоставлены:
- главному инженеру МУП «ВОДОКАНАЛ»;
- начальнику цеха по ремонту обслуживанию и наладке электрооборудования МУП «ВОДОКАНАЛ»;
- технику-наладчику высоковольтного оборудования МУП «ВОДОКАНАЛ»
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и основные метрологические характеристики составных частей системы АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» представлены в Таблице 2.
Таблица 2. Основные метрологические характеристики составных частей ИК
Номер точки измерений и наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Г раницы относительной погрешности измерений, соотв. Р=0,95, % | |||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД | |||||
Основная погрешность |
Погрешность в рабочих условиях | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Насосная станция №5, РУ-6 кВ №1, Т-61 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2313, 2304 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр № 3344-08. Зав. №2496, 2506, 2518 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000030 |
УСПД-164-01К1 Зав. № 009122033000054 из комплекса технических средств для автоматизации контроля и учёта электрической энергии и мощности «Энергомера» Гос. реестр №19575-08 |
Приём Актив/Реактив |
±1,1 ±2,6 |
±2,1 ±3,3 |
2 |
Насосная станция №5, РУ-6 кВ №1, Т-62 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2312, 2290 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №3165, 3156, 3166 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000025 |
Приём Актив/Реактив | |||
3 |
Насосная станция №5, РУ-6 кВ №2, |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А КТ^^ |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 |
УСПД-164-01К1 Зав. № 009122033000021 |
Приём Актив/Реактив |
Т-63 |
Гос. реестр №1261-08 Зав. №2346, 2311 |
Uhom. осн. втор. обм. 100/73 в, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08, Зав. № 2502, 2503, 2497 |
Зав. № 007258034000023 |
из комплекса технических средств для автоматизации контроля и учёта электрической энергии и мощности «Энергомера» Гос. реестр №19575-08 |
±1,1 ±2,6 |
±2,1 ±3,3 | ||
4 |
Насосная станция №5, РУ-6 кВ №2, Т-64 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А Гос. реестр №1261-08 Зав. №2306, 2289 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 в; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 в, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №1145, 1144, 1139 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000022 |
Приём Актив/Реактив | |||
5 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №1, Т-31 |
ТОЛ-10-I 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №15128-07, Зав.№ 11672, 11673 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 в; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 в, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав.№3168, 3200, 3169 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258029000004 |
УСПД-164-01К1 Зав. № 009122033000053 из комплекса технических средств для автоматизации контроля и учёта электрической энергии и мощности «Энергомера» Гос. реестр №19575-08 |
Приём Актив/Реактив | ||
6 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №1, Ф-65 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав.№2287, 2347 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 в; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 в, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №3168, 3200, 3169 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000034 |
Приём Актив/Реактив | |||
7 |
Насосная |
ТПОЛ-10 |
ЗНОЛ.06-6 |
ЦЭ6850М |
станция №4, РУ-6 кВ №1, Ф-64 |
1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А КТ 0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2310, 2309 |
Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №3203, 3167, 3199 |
КТ=0,5Б/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000026 |
Приём Актив/Реактив | ||||
8 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №2, Ф-61 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2345, 2288 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №3202, 3206, 3154 |
ЦЭ6850М КТ=0,5Б/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000020 |
УСПД-164-01К1 Зав. № 009122033000062 из комплекса технических средств для автоматизации контроля и учёта электрической энергии и мощности «Энергомера» Гос. реестр №19575-08 |
Приём Актив/Реактив |
±1,1 ±2,6 |
±2,1 ±3,3 |
9 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №2, Ф-63 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 400 А; 1ном. втор. 5 А КТ 0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2342, 2380 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №3202, 3206, 3154 |
ЦЭ6850М КТ=0,5Б/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000021 |
Отдача Актив/Реактив | |||
10 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №2, Ф-68 |
ТПОЛ-10 1ном. перв. 800 А; 1ном. втор. 5 А КТ 0,5S Гос. реестр №1261-08 Зав. №2305, 2308 |
ЗНОЛ.06-6 Uhom. перв. обм. 6000/73 В; Uhom. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №1149, 1146, 1147 |
ЦЭ6850М КТ=0,5Б/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000033 |
Приём Актив/Реактив |
11 |
Насосная станция №4, РУ-6 кВ №2, Ф-60 |
ТОЛ-10-I 1ном. перв. 400 А; 1ном. втор. 5 А KT=O,5S Гос. реестр №15128-07 Зав. №11667 Зав. №11668 |
ЗНОЛ.06-6 ином. перв. обм. 6000/73 В; ином. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №1149, 1146, 1147 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000028 |
Отдача Актив/Реактив | |||
12 |
Насосная станция №3А «Подкачка», РУ-6 кВ Ф-63 |
ТОЛ-10-I 1ном. перв. 400 А; 1ном. втор. 5 А KT=O,5S Гос. реестр №15128-07 Зав. №11669, 9120 |
ЗНОЛ.06-6 ином. перв. обм. 6000/73 В; ином. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №1143, 1073, 1115 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000032 |
УСПД-164-01К1 Зав. № 009122033000009 из комплекса технических средств для автоматизации контроля и учёта электрической энергии и мощности «Энергомера» Гос. реестр №19575-08 |
Приём Актив/Реактив |
±1,1 ±2,6 |
±2,1 ±3,3 |
13 |
Насосная станция №3А «Подкачка», РУ-6 кВ Ф-60 |
ТОЛ-10-I 1ном. перв. 400 А; 1ном. втор. 5 А KT=0,5S Гос. реестр №15128-07 Зав. №11666, 11665 |
ЗНОЛ.06-6 ином. перв. обм. 6000/73 В; ином. осн. втор. обм. 100/73 В, КТ=0,5 Гос. реестр №3344-08. Зав. №1133, 1135, 1140 |
ЦЭ6850М KT=0,5S/1 Гос. реестр №20176-06 Зав. № 007258034000031 |
Приём Актив/Реактив |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение - от 0,98 UH0M до 1,02 UH0M; ток — от 1 1ном до 1,2 1ном; cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение - от 0,9 UH0M до 1,1 UH0M; ток — от 0,05 1ном до 1,2 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.
Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45 до + 50 °С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °С; для УСПД от минус 30 до +55 °С; для сервера от +15 до +35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +45 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электроэнергии ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности te - не более 2 ч;
- УСПД 164-01К1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности te = 0,5 ч;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее
Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Глубина хранения информации:
— счетчик электроэнергии ЦЭ6850М - данные о потреблении электроэнергии накопленные по тарифам за сутки - не менее 45 суток; данные о потреблении электроэнергии по тарифам за месяц - не менее 24 месяцев; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД 164-01К1 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 3 месяцев; потребление электроэнергии по каждому каналу учета за месяц - не менее 3 лет; при отключении питания - не менее 20 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы»
Надежность системных решений:
- цикличность измерений: 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- цикличность сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- наличие системы диагностирования неисправностей АИИС КУЭ;
- восстановление информации в аварийных ситуациях.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована); - о результатах измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» типографским способом.
Комплектность
Таблица 3
Номер п/п |
Наименование изделия |
Количество шт. |
1 |
2 |
3 |
Измерительные компоненты и вспомогательные устройства | ||
1 |
Счётчик электрической энергии ЦЭ6850М |
13 |
2 |
Трансформатор тока: ТОЛ-10-I 400/5 ТОЛ-10-I 800/5 ТПОЛ-10 800/5 ТПОЛ-10 400/5 |
6 2 16 2 |
3 |
Трансформатор напряжения: ЗНОЛ.06.4-6 |
39 |
4 |
Разветвитель интерфейсов «Энергомера» |
8 |
5 |
Колодка испытательная переходная КИ У3 |
13 |
6 |
Сервер IRU ROCK 2113R |
1 |
7 |
Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01К1 |
5 |
8 |
Блок питания БП-24 |
5 |
9 |
Источник бесперебойного питания IPPON Back Power Pro 600 |
5 |
10 |
GSM-Модем Teleofis RX100 |
5 |
11 |
GSM-Модем Teleofis RX201 |
1 |
12 |
Резервный источник питания БИРП 12/1,6 |
5 |
13 |
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 |
1 |
Программное обеспечение | ||
14 |
Комплект специализированного программного обеспечения КТС «Энергомера» |
1 |
15 |
Системное программное обеспечение Windows 2003 Server |
1 |
16 |
Системное программное обеспечение Office 2007 |
1 |
Эксплуатационная документация | ||
17 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Руководство пользователя. |
1 |
18 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Инструкция по эксплуатации. |
1 |
19 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерче- |
1 |
ского учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Паспорт-формуляр | ||
20 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Технологическая инструкция. |
1 |
21 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Перечень (массив) входных данных |
1 |
22 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Перечень выходных данных (отчетные формы) |
1 |
23 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Инструкция по формированию и ведению базы данных |
1 |
24 |
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Ведомость эксплуатационных документов |
1 |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Измерительные каналы. Методика поверки», утверждённым ФГУ «Ставропольский ЦСМ» 28.02.2011 г.
Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1»;
- УСПД 164-01К1 - по методике поверки КТС «Энергомера», ИНЕС.411734.003 ПМ;
- Устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП».
Таблица 4 Основные средства поверки АИИС КУЭ
Номер п/п |
Наименование |
1 |
2 |
1 |
Термометр, диапазон измерений от минус 40 до + 50 °С, пределы допускаемой погрешности ±1 °С |
2 |
Вольтамперфазометр, диапазон измерений (0-10) А |
3 |
Средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей» |
4 |
Средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей» |
5 |
Средства измерений падения напряжения в линии соединения счётчика с ТН в соответствии с МВИ 34.0-3.30-01-ПН-03 «Методика выполнения измерений потерь напряжения в линиях соединения счётчика с трансформатором напряжения» |
6 |
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счётчиками системы |
7 |
Приёмник сигналов точного времени |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «ИНЕС.411711.052 МИ. ГСИ. Количество электрической энергии. Методика измерений с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии - АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» аттестована аккредитованным в области аттестации методик выполнения измерений ОАО «Концерн Энергомера», аттестат аккредитации № 01.00217-2008 от 18.04.2008 г. выдан ФГУП «ВНИИМС»
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)