Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска "Водоканал"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66751-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска «Водоканал» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения передачи и отображения результатов измерений.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66751-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска "Водоканал" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 0255-16 |
Производитель / Заявитель
ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 66751-17: Описание типа СИ | Скачать | 134.3 КБ | |
| 66751-17: Методика поверки МП 206.1-261-2016 | Скачать | 1.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска «Водоканал» (далее по тексту -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения передачи и отображения результатов измерений.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа УСПД RTU-327LV и технических средств приема-передачи данных.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Результаты измерений передаются с сервера МУП города Хабаровска «Водоканал» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0. Отправка электронных документов в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера МУП города Хабаровска «Водоканал».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Сличение времени часов ИВК с часами УССВ-2 происходит каждые два часа, коррекция проводится при расхождении времени более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов УССВ-2 каждый час, коррекция проводится при расхождении времени более чем на ±1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО ИВКЭ, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»_____________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2 и 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК.
|
Канал измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Ктт •Ктн •Ксч |
УСПД |
СОЕВ |
Метрологические характеристики ИК | ||||||
|
Номер ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
Вид энергии |
Основная относительная погрешность ИК (± S), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± S), % | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
1 |
ВНС Лермонтова, 33 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 400/1 Рег. № 55016-13 |
А |
GSA |
о о о ci |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 5,0 |
|
В |
GSA | ||||||||||
|
С |
GSA | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 55131-13 |
А |
VRU1/S2 | ||||||||
|
В |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
С |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.17 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
2 |
ВНС Лермонтова, 33 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 15 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/1 Рег. № 55016-13 |
А |
GSA |
о о о ci |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 5,0 |
|
В |
GSA | ||||||||||
|
С |
GSA | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 55131-13 |
А |
VRU1/S2 | ||||||||
|
В |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
С |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.17 | |||||||||
|
3 |
ВНС Лермонтова, 33 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/1 Рег. № 55016-13 |
А |
GSA |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 7,2 | ||
|
В |
GSA | ||||||||||
|
С |
GSA | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 55131-13 |
А |
VRU1/S2 | ||||||||
|
В |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
С |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.17 | |||||||||
|
4 |
ВНС Лермонтова, 33 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 18 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/1 Рег. № 55016-13 |
А |
GSA |
о о о ci |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 5,0 | ||
|
В |
GSA | ||||||||||
|
С |
GSA | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Рег. № 55131-13 |
А |
VRU1/S2 | ||||||||
|
В |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
С |
VRU1/S2 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.17 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
5 |
РП-6 (КТПн 2х630 кВа) 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
6 |
Ввод 2 0,4 кВ РП-6 (КТПн 2х630 кВа) 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 | ||
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
7 |
Ввод 1 0,4 кВ ОСГВ п.Березовка 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.9 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 Рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
2400 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 5,0 |
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
ТОЛ-10-I | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
8 |
ОСГВ п.Березовка 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.6 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
2400 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,8 5,0 |
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
ТОЛ-10-I | ||||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||||||
|
9 |
ТП-3106 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.2 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
10 |
ТП-3106 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.5 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 | ||
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
11 |
ТП-3103 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
12 |
ТП-3103 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.6 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШП-0,66 |
120 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 | ||
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
13 |
ТП-31 6/0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШЛ-0,66 |
О 00 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
|
14 |
ТП-31 6/0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШЛ-0,66 |
О ОО |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
15 |
ТП-7 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, яч. КЛ-0,4 кВ |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 300/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШП-0,66 |
09 |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
16 |
КТПН-27 6/0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШЛ-0,66 |
О ОО |
RTU-327LV Рег. № 41907-09 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,7 7,2 |
|
В |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
С |
ТШЛ-0,66 | ||||||||||
|
ТН |
- |
А |
- | ||||||||
|
В |
- | ||||||||||
|
С |
- | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | |||||||||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||||||||||
Примечания:
1 В таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (зшф=0,87); токе ТТ, равном 1(2) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 30 до плюс 30 °С .
2 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 2 метрологических характеристик.
3 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C | |
|
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
23±2 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
23±2 |
|
ГОСТ 26035-83 |
20±2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(2) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -60 до +60 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от -20 до +50 |
|
- для УССВ |
от -10 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут |
7 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут |
7 |
|
УСПД RTU-327LV: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
УССВ-2: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
1 |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
45 |
|
направлениях, сут, не более ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не |
45 |
|
менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
GSA |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-0,66 |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
21 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
VRU1/S2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
12 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327LV |
8 шт. |
|
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
9 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-261-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт - Формуляр |
ТДВ.411711.055 ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-261-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска «Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации,
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02.М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- устройств сбора и передачи данных RTU-327LV - в соответствии с документом
ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- устройств синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314) рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Хабаровска «Водоканал», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
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
