Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО "ПО Водоканал", г. Ростов-на-Дону (2 очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 87649-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Водоканал Ростова-на-Дону" (Ростовводоканал), г. Ростов-на-Дону |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87649-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО "ПО Водоканал", г. Ростов-на-Дону (2 очередь) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 035 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Водоканал Ростова-на-Дону" (АО "Ростовводоканал"), г. Ростов-на-Дону
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 87649-22: Описание типа СИ | Скачать | 292.1 КБ | |
| 87649-22: Методика поверки | Скачать | 4.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с установленным программным обеспечением (ПО) «Энергосфера» (далее по тексту - сервер ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного 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, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP, сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Для передачи данных от ИИК на уровень ИВК используется сотовый канал связи. Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ использует СОЕВ, входящую в состав АИИС КУЭ ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (регистрационный номер 43649-10 в ФИФ) на базе GPS/ГЛОНАСС-приёмника, встроенного в устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000 на объекте «ВНС1 подъем №2». Модуль GPS/ГЛОНАСС обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД. Рассинхронизация составляет 100 мс. Сервер ИВК при каждом обращении (каждые 30 минут) к УСПД ЭКОМ-3000 корректирует свое время со временем УСПД при достижении порога, равного ±1 с. Также сервер, в свою очередь, синхронизирует счетчики один раз в сутки при достижении порога ±2 с. Время в АИИС КУЭ синхронизируется со шкалой координированного времени UTC(SU).
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают время коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент, непосредственно предшествующей корректировке.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
- установкой паролей на счетчиках электрической энергии;
- установкой паролей на сервере, с разграничением прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;
- возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр. Заводской номер 035.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
AdCenter.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.67.1389 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52d964207a14b0ad858e7edc1e9fb0c1 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
AdmTool.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.162.6277 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c15bbfb180630cb509b43 6d77679b74d |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynSvc.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.162.6277 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
92148f364ae3ee0f70c605e023375a31 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
AlarmSvc.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.57.599 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
a4921f2cb7ae8f82758f59279e1ccdce |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
archiv.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.9.294 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3d19ab10f3143f99758840d7a59ce637 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
config.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.93.1290 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
47fcb81d2d761fe818a59968525a5759 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ControlAge.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.156.2374 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4cc 18cd7 e70bb0c6de 1d71 aef6beb4d0 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
dts.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.41.316 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
aa6ac53f8dac0aa34c416ce0064c3fc7 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
expimp.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.177.3612 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
73593add412c4dc348e996884e32df58 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
HandInput.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.40.428 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6175ec95075c232faf2e2ac285f283d3 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SmartRun.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.62.822 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
74494690b51d220d0e7d5f2298770888 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
PSO.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.98.4661 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
96acf107ee2dad7a9e13bc1b3bbbcb8b |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
spy485.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.10.227 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b6ded8ca88399df2e29baaa5fa3666e6 |
|
1 |
2 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SrvWDT.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.3.3.12 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d098c0267da9909e6054eb98a6a10042 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
TunnelEcom. exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.2.74 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
89a5eebd7abc63e88c17e079e0d2bda2 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CryptoSendMail.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.5.4.154 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8d1c24addfe01b1171d5845c8d1b339d |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ТП-2160 РУ-10 кВ яч. Л-19-21 (ВНС «Малиновского») |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег.№ 1261-02 |
ЗНОЛП Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:73/100:73 Рег. № 23544-02 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№36697-08 |
Сервер ИВК |
|
2 |
ТП-2160 РУ-10 кВ яч. Л-19-14 (ВНС «Малиновского») |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег.№1261-02 |
ЗНОЛП Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:73/100:73 Рег. № 23544-02 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Kh.t.0,5S/1 Рег.№ 36697-08 | |
|
3 |
ТП-2160 РУ-10 кВ яч. ТСН-1 (ВНС «Малиновского») |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег.№ 22656-07 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ТП-2160 РУ-10 кВ яч. ТСН-2 (ВНС «Малиновского») |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег.№22656-07 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-08 |
Сервер ИВК |
|
5 |
ТП-1112 РУ-6 кВ ф. 69-ф-10 (ВНС «Портовая») |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег.№1276-59 |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 323-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-08 | |
|
6 |
ТП-1112 РУ-6 кВ ф. 69-ф-11 (ВНС «Портовая») |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег.№1276-59 |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 323-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №36697-12 | |
|
7 |
ТП-1400 РУ-6 кВ л-6ф6 (КНС «Северная 1») |
KSOH (4MC7) Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег.№ 50848-12 |
GBE12 (4MT12) Кл.т. 0,5 Ктн=6000:73/100: 73 Рег. № 50639-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №36697-08 | |
|
8 |
ТП-1400 РУ-6 кВ л-38ф4 (КНС «Северная 1») |
KSOH (4MC7) Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег.№ 50848-12 |
GBE12 (4MT12) Кл.т. 0,5 Ктн= 6000:73/100: 73 Рег. № 50639-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-12 | |
|
9 |
ТП-1400 РУ-6 кВ л-25ф13 (КНС «Северная 1») |
KSOH (4MC7) Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег.№ 50848-12 |
GBE12 (4MT12) Кл.т. 0,5 Ктн=6000:73/100: 73 Рег. № 50639-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-08 | |
|
10 |
ТП-1400 РУ-6 кВ Ростовский зоопарк (КНС «Северная 1») |
KSOH (4MC7) Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег.№ 50848-12 |
GBE12 (4MT12) Кл.т. 0,5 Ктн=6000:73/100: 73 Рег. № 50639-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег.№ 36697-12 |
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 таблицах 3 и 4 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 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< 1изм<1 5 |
I5< 1изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
5weA % |
OW.P % |
8w0A % |
OW.P % |
8w0A % |
5weP % |
8w0A % |
5weP % | ||
|
2 |
0,50 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,3 |
±1,5 |
±1,3 |
|
0,80 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,6 | |
|
0,87 |
±1,6 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,0 |
±1,8 | |
|
1,00 |
±1,4 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
1, 5, 6, 10 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
|
3 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,5 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,6 |
±5,5 |
±1,3 |
±2,8 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,7 |
- |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- | |
|
7, 8, 9 |
0,50 |
±4,9 |
±2,7 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,4 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- |
±1,0 |
- | |
|
4 |
0,50 |
±4,7 |
±2,6 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,0 |
±1,7 |
±2,7 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±4,9 |
±1,6 |
±3,1 |
±1,0 |
±2,1 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм< 5 |
I5< I изм< 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % |
6wA % |
6wP % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
2 |
0,50 |
±2,7 |
±3,2 |
±2,3 |
±3,2 |
±2,1 |
±3,0 |
±2,1 |
±3,0 |
|
0,80 |
±2,1 |
±3,5 |
±2,0 |
±3,4 |
±1,7 |
±3,1 |
±1,7 |
±3,1 | |
|
0,87 |
±2,1 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,5 |
±1,7 |
±3,2 |
±1,7 |
±3,2 | |
|
1,00 |
±2,0 |
- |
±1,2 |
- |
±1,2 |
- |
±1,2 |
- | |
|
1, 5, 6, 10 |
0,50 |
- |
- |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
3 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,0 |
±3,1 |
±2,3 |
±3,0 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,2 |
±5,2 |
±2,0 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,9 |
±6,1 |
±1,9 |
±3,9 |
±1,7 |
±3,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,9 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
7, 8, 9 |
0,50 |
±5,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,9 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±2,8 |
±5,6 |
±2,2 |
±4,3 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- |
±1,3 |
- | |
|
4 |
0,50 |
±4,9 |
±3,7 |
±3,1 |
±3,3 |
±2,3 |
±3,0 |
±2,3 |
±3,0 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,7 |
±2,2 |
±3,8 |
±1,8 |
±3,2 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±5,5 |
±2,1 |
±4,1 |
±1,7 |
±3,4 |
±1,7 |
±3,4 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 — сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; Swqa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6wqP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
10 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С |
от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином |
от (2)5 до 120 от 90 до 110 |
|
1 |
2 |
|
- коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
|
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, мин |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, мин |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
Автоматическое |
|
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов |
Автоматическое |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
100 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра РКПН.422231.214.00.ФО
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
KSOH (4MC7) |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
GBE12 (4MT12) |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-6-48 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
6 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
2 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
8 |
|
Формуляр |
РКПН.422231.214.00.ФО |
1 |
|
Сервер |
IBMxSeries 3650 |
1 |
|
Примечание: оборудование СОЕВ и уровня ИВК входит в комплект поставки АИИС КУЭ ТП ОАО «ПО Водоканал» г. Ростов-на-Дону (см. паспорт-формуляр ННАЭС.422231.127.00.ФО) | ||
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТП ОАО «ПО Водоканал», г. Ростов-на-Дону (2 очередь)». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
