Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска "Ижводоканал". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска "Ижводоканал"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1100 п. 10 от 07.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49047
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска «Ижводоканал» (далее АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами МУП г. Ижевска «Ижводоканал»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал»;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижво-доканал»;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» (коррекция времени).

АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учёта - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (58 точек измерения), и соединяющие их измерительные цепи.

2 -й уровень - ИВК включает в себя сервер АИИС (сервер опроса и сервер управления БД) фирмы Hewlett Packard (HP Micro G7N40L NHP EU Srv, S/N 5C7149P1D9, с ОС Windows 2008 Server Russian), ПО «Энергосфера» с лицензией MS SQL, ПО «Программный модуль «УСВ-2» Зав. № 2637, коммуникационное оборудование, каналы передачи данных.

Информация со счетчиков коммерческого учета собирается в ИВК посредством циф-

ровых интерфейсов, через организуемую сеть передачи данных. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку отчетов в формате таблиц данных для использования требуемых данных в других подразделениях МУП г. Ижевска «Ижводоканал».

АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, подключенное к серверу АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал».

Устройство синхронизации времени УСВ-2 принимает сигналы от систем спутникового времени. Сличение времени часов сервера АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» осуществляется 1 раз в час, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера опроса происходит при каждом сеансе связи со счетчиком, корректировка осуществляется при расхождении со временем сервера более ±2 с. Корректировка времени счетчиков происходит не чаще 1 раза в сутки. Погрешность системного времени АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» не превышает ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера», - прикладное программное обеспечение, позволяющее решать конкретные технологические и производственные задачи пользователей с лицензией MS SQL.

ПК «Энергосфера» входит в состав программно-технического комплекса (ПТК) «ЭКОМ» (Госреестр №19542-05).

ПК «Энергосфера» состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1.

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал», от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).

Таблица1. - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Программный модуль УСВ-2

Usv.exe

1.0.0.0

BA558D4565C3CEDB

9AACB83AFD6737B2

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4.68.1936

7FB9E30564ACC0129 D93E9BDD55F9885

MD5

Консоль администратора

AdCenter.exe

6.4.59.1024

66A5CBC5C186F334 B0341915D6DE7805

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4.158.5711

99B95BE8488A520F4 5D962902767E50D

MD5

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.4.131.1477

3D169EF92523DF229 2560C372DD0C27D

MD5

Центр экспор-та/импорта

expimp.exe

6.4.132.2726

C9FCE49F9A5005947

0CE3ACE8F8C4AB8

MD5

Технические характеристики

Таблица 2. - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ МУП г. Ижевска «Ижводоканал» и их основные метрологические характеристики

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Основная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС «Водозабор» яч. №3 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

2

ПС «Водозабор» яч. №5 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

3

ПС «Водозабор» яч. №7 6кВ

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

4

ПС «Водозабор» яч. №8 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

5

ПС «Водозабор» яч. №9 6кВ

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

6

ПС «Водозабор» яч. №10 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

7

ПС «Водозабор» яч. №12 6кВ

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

8

ПС «Водозабор» яч. №14 6кВ

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

9

ПС «Водозабор» яч. №24 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 ТПК-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

10

ПС «Водозабор» яч. №25 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

1

2

3

4

5

6

7

8

11

ПС «Водозабор» яч. №26 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

12

ПС «Водозабор» яч. №27 6кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

13

ПС «Водозабор» яч. №28 6кВ

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

14

ПС «Водозабор» яч. №29 6кВ

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

15

ПС «Водозабор» яч. №30 6кВ

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

16

ПС «Водозабор» яч. №35 6кВ

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

17

ПС «Танково» яч. №1109 6кВ

ТПЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

18

ПС «Танково» яч. №1119 6 кВ

ТПЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

19

ТП-324 СПВ «Пруд-Ижевск» яч. №6 6кВ (ввод-1 от ПС Подбо-ренка)

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

20

ТП-324 СПВ «Пруд-Ижевск» яч. №15 6кВ (ввод-2 от РП-1)

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

21

ТП-324 СПВ «Пруд-Ижевск» яч. №16 6кВ (ввод-3 от РП-18)

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

22

ТП-324 СПВ «Пруд-Ижевск» яч.№2 6кВ (жил-поселок)

ТПЛ-10 40/5

Кл.т. 0,5s

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,2

23

ТП-324 СПВ «Пруд-Ижевск» яч. №18 6кВ (жилпоселок)

ТПЛ-10-М 40/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

24

ТП-204 СПВ «Пруд-Ижевск» яч. №4 6кВ (ввод-1 от ТП-155)

ТПЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,6

±6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

25

ТП-664 Водоузел №9 яч. №4 10кВ (ввод-1 от РП-24)

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

26

ТП-664 Водоузел №9 яч. №10 10кВ (ввод-2 от РП-29)

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

27

ТП-375 ГКНС-1 яч. №2 6 кВ (ввод-1 от РП-41)

ТОЛ-10-I-

1 400/5 Кл.т. 0,5s

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,2

28

ТП-375 ГКНС-1 яч. №8 6 кВ (ввод-2 от РП-25)

ТОЛ-10-I-1 400/5 Кл.т. 0,5s

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

29

ТП-375 ГКНС-1 яч. №11 6кВ (ввод-3 от РП-356)

ТОЛ-10-I-1 400/5 Кл.т. 0,5s

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

30

ТП-220 ГКНС-1 яч. №6 6кВ (ввод-4 от РП-62)

ТОЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

31

ТП-220 ГКНС-1 яч. №19 6кВ (ввод-5 от КТП-1021)

ТОЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

32

ТП-220 ГКНС-1 яч. №22 6кВ (ввод-6 от РП-75)

ТОЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

33

ПС «Нефтемаш» яч. №10216 6кВ

ТЛМ-10 600/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

34

ПС «Нефтемаш» яч. №10317 6кВ

ТЛМ-10 600/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

35

ТП-710 ГКНС-2 яч. №16 6 кВ (ввод-3)

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

36

ТП-710 ГКНС-2 яч. №12 6кВ (ГСК «Позимь»)

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

37

ПС «Автозавод» яч. №906 10кВ

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

38

ПС «Автозавод» яч. №955 10кВ

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

39

ТП-523(700) КНС-5 яч. №8 6кВ (ввод-3 от ПС Опытная)

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,6

±6,2

40

ТП-523(700) КНС-5

КЛ-0,4кВ «ГСК «Луч» ввод-1»

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,0

±2,3

±2,4

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

41

ТП-523(700)

КНС-5 КЛ-0,4кВ «ГСК «Луч» ввод-2»

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,0

±2,3

±2,4

±4,0

42

ТП-624 КНС-12А яч. №1 6кВ (ввод-1 от РП-55)

ТПОЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

43

ТП-624 КНС-12А яч. №16 6кВ (ввод-2 от РП-56)

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

44

ТП-624 КНС-12А яч. №8 6кВ (ввод-3 от РП-72)

ТПОЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5s/1,0

45

ТП-17 КНС-16 ввод-1 0,4кВ (от ф.18 ПС Химик)

ТШП-0,66 1000/5 Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,0

±2,3

±2,4

±4,0

46

ТП-17 КНС-16 ввод-2 0,4кВ (от ф.20 ПС Химик)

ТШП-0,66 1000/5 Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

47

ТП-17 КНС-16 КЛ-1 0,4 кВ «ГУ «ПТЦ ФПС по УР»

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ. 02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,0

±2,3

±2,4

±4,0

48

ТП-17 КНС-16 КЛ-2 0,4 кВ «ГУ «ПТЦ ФПС по УР»

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,5s

_

СЭТ-4ТМ. 02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

49

КТП-703 КНС-13 1 ввод-1 0,4кВ (от ТП-515)

ТНШЛ-0,66 1500/5

Кл.т. 0,5

_

СЭТ-4ТМ. 02М.11 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,0

±2,3

±3,5

±6,1

50

РП-3 ООО «ОАГ» яч. №316 10кВ

ТПЛУ-10 100/5 Кл.т. 0,5

НАМИ-10 У 2 10000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ. 03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

51

РП-10 кВ ОАО «Ижмолоко» яч. №5 10кВ

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ. 03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,6

±6,2

52

РП-10 кВ ОАО «Ижмолоко» яч. №8 10кВ

ТПОЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ. 03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

53

ПС «Заречная» яч. №613 6кВ

ТПЛ-10с 400/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

HP Micro G7N40L NHP EU Srv

Активная, реактивная

±1,1

±2,7

±3,3

±5,6

54

ПС «Заречная» яч. №628 6кВ

ТПЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

55

ПС «Медведево» яч. №1409 6кВ

ТВЛМ-10 600/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

56

ПС «Медведево» яч. №1427 6кВ

ТВЛМ-10 600/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

57

ПС «Медведево» яч. №1416 6кВ

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

1

2

3

4

5

6

7

8

58

ПС «Медведево» яч. №1422 6кВ

ТПЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5s/1,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном для точки измерений № 22, 27 - 29, (0,01 - 1,2) I ном для точек измерений № 40, 41, 45 - 48, ток (0,05 -1,2) 1ном для остальных точек измерений;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана 1=0,02 1ном cosф = 0,8 инд. для точек измерений № 22, 27 - 29, 1=0,01 1ном cosф = 0,8 инд. для точек измерений № 40, 41, 45 - 48, 1=0,05 1ном cosф = 0,8 для остальных точек измерений и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии:

- от плюс 5 °С до плюс 30 °С - для точек измерений № 1 - 23, 25- 38, 40 - 48, 50, 53 -58;

- от минус 20 °С до плюс 30 °С - для точек измерений № 24, 39, 49, 51, 52;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть;

8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1;в) не более 76 ч;

- сервер HP Micro G7N40L NHP EU Srv - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140273 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;

- Устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 12 ч.В журналах событий фиксируются факты: -    журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-

рировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска «Ижводоканал».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска «Ижводоканал» определяется в паспорте-формуляре № ПНГТ.411734.020.ПФ.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска     «Ижводоканал».     Измерительные     каналы.     Методика     поверки

№ ПНГТ.411734.020МП».

Поверка

осуществляется по методике поверки «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска «Ижво-доканал». Измерительные каналы. Методика поверки № ПНГТ.411734.020МП» утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 30 октября 2012г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-88 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М, - по методике поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1

- УСВ-2 (поверка ВЛСТ 237.00.001 И1)

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Ижевска «Ижводоканал» № ПНГТ.411734.020.ФО

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 34.601-90

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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.

Развернуть полное описание