Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска "Водоканал". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Хабаровск г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска "Водоканал"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска "Водоканал"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска "Водоканал"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска «Водоканал» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения 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 - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии) и 1,0 (в части 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, устройства синхронизации времени типа УССВ-2 и технических средств приема-передачи данных, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ИВК состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), программного обеспечения (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройства синхронизации времени типа УССВ, технических средств 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 беспроводным 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 установленного в ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК») 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» и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), установленного в городе Владивосток.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройства синхронизации времени УССВ и УССВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).

Синхронизация времени часов УСПД происходит каждый час при сеансе связи с УССВ-2, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с.

В ИВК используется устройство синхронизации времени типа УССВ, установленного в ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД при каждом опросе (каждые 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).

Погрешность системного времени не превышает ±5с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) 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 «Альфа

ЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Другие идентификационные данные

Библиотека метрологических функций

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается паролями, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. При передаче информация защищается системой кодирования ПО «АльфаЦЕНТР»-, применением электронной цифровой подписи. Уровень защиты - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Канал измерений

Состав АИИС КУЭ

Б

'ta

н

н

н

К

УСПД

СОЕВ

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №

Обозначение, тип

Заводской

номер

Вид

энер

гии

Основная относительная погрешность ИК

(± 5), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации

(± 5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ВНС Ершовского водозабора I подъем 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с 6

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12

А

Т0Л-СЭЩ-10-11

01042-17

7200

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

Т0Л-СЭЩ-10-11

01047-17

С

Т0Л-СЭЩ-10-11

01048-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

А

ЗНОЛП-6

7064

В

ЗНОЛП-6

7071

С

ЗНОЛП-6

7067

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805КАЬ-Р4а-Б1^4

01307215

кВ, яч.8, вв.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2

ВНС Ершовского водозабора I подъем 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с 6

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12

А

Т0Л-СЭЩ-10-11

01059-17

7200

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

Т0Л-СЭЩ-10-11

01060-17

С

Т0Л-СЭЩ-10-11

01129-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 35505-07

А

ЗНОЛПМ

1238

В

ЗНОЛПМ

1225

С

ЗНОЛПМ

1236

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307216

3

кВ, яч.11, вв.2

РП-28 6 кВ (ВНС Ерши), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.8, вв.1

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 200/1 Рег. № 55016-13

А

GSA

15002930

12000

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

GSA

15002931

С

GSA

15002934

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

А

В

С

НТМИ-6

ВУЕЕ

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307242

Кт = 0,5S

А

GSA

15002936

н

н

Ктт = 200/1

В

GSA

15002939

Рег. № 55016-13

С

GSA

15002942

Кт = 0,5

А

0

0

4

РП-28 6 кВ

К

н

Ктн=6000/100

В

НТМИ-6

2494

0

2

Актив-

1,2

5,6

(ВНС Ерши),

Рег. № 831-53

С

ная

РУ-6 кВ, 2 с 6

и

и

Кт = 0,5S/1,0

2,5

4,6

кВ, яч.11, вв.2

ч

н

е

Ксч = 1

А1805RAL-P4G-DW-4

01307243

Реак-

че

О

Рег. № 31857-11

тивная

А

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

00475-17

Кт = 0,5S Ктт = 800/5 Рег. № 51624-12

Т

Т

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

В

00476-17

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

С

00786-16

А

0

6

Н

Т

В

ВНС 0,4 кВ "Нестеровская", РУ-0,4 кВ, 1 с 0,4 кВ, вв.1

Актив

ная

Реак

тивная

5

1,0

2,2

5,4

4,6

С

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307245

А

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

00858-16

Кт = 0,5S Ктт = 800/5 Рег. № 51624-12

Т

Т

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

В

00477-17

9

0

-

7

0

9

3

21

8-

3^

в. а .г Зе Р

С

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

00748-16

V L 7 2 3 -

U T R

А

0

6

Н

Т

В

ВНС 0,4 кВ "Нестеровская", РУ-0,4 кВ, 2 с 0,4 кВ, вв.2

Актив

ная

Реак

тивная

6

1,0

2,2

5,4

4,6

№.

.в

а

З

С

г

е

Р

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307246

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00130-17

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 54717-13

Т

Т

В

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00155-17

А

0

0

0

4

Н

Т

НТМИ-10

5995

В

Актив

ная

Реак

тивная

7

1,2

2,5

5.6

4.6

С

к

и

ч

т

е

ч

С

А1805RAL-P4G-DW-4

01307226

РП-18 10/6 кВ (Очистные сооружения правого берега), РУ-10 кВ, 1 —с 10 кВ, яч.7,—

Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

8

РП-18 10/6 кВ (Очистные сооружения правого берега), РУ-6 кВ, 2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00141-17

4800

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00142-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

9191

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307227

9

с 6 кВ, яч.1/, вв.3

РП-18 10/6 кВ (Очистные сооружения правого берега), РУ-10 кВ, 2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00144-17

4000

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00145-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69

А

В

С

НТМИ-10

5975

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307228

10

с 10 кВ, яч.10, вв.2

ТП-24 6 кВ (КНС-24), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.1, вв.3

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00075-17

1800

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00076-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06

4505

В

ЗНОЛ.06

4314

С

ЗНОЛ.06

4256

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307237

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

11

ТП-24 6 кВ (КНС-24Б), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.4, вв.1

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00077-17

1800

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00088-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06

4505

В

ЗНОЛ.06

4314

С

ЗНОЛ.06

4256

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307238

12

ТП-24 6 кВ (КНС-24А), РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.7, вв.2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00089-17

1800

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-01

00093-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06

339

В

ЗНОЛ.06

331

С

ЗНОЛ.06

324

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307239

13

РП-37 6 кВ (КОС левого берега 2 очередь, Иркутск-II),

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 42663-09

А

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

1290137

3600

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

1290612

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

ДСДРА

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307224

РУ-6 кВ, 1

с 6 кВ, яч.8, вв.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

14

РП-37 6 кВ (КОС левого берега 2 очередь, Иркутск-II),

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 42663-09

А

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

1290619

о

о

ю

m

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

1290622

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

ПСКРЕ

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307225

15

РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.12, вв.2

ТП-1244 6 кВ (9-й Советский переулок), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.7,

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00070-17

о

о

00

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00071-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

ПРКТВ-

2761

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307213

16

вв.1

ТП-1244 6 кВ (9-й Советский переулок), РУ-6 кВ, 2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00128-17

о

о

00

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,2

5,4

4,6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00129-17

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

А

В

С

НАМИ-10

852

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307214

с 6 кВ, яч.10, вв.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

17

ТП-942 6 кВ (КНС-20), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.2, вв.1

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00109-17

1200

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,2

5,4

4,6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00110-17

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

А

В

С

НАМИ-10

2029

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307230

18

ТП-942 6 кВ (КНС-20), РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.8, вв.2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00111-17

1200

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,2

5,4

4,6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00135-17

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

А

В

С

НАМИ-10

2025

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307231

19

ТП-200 6 кВ (КНС-20А), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.2, вв.2

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00133-17

1800

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00134-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

4496

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307232

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

20

ТП-200 6 кВ (КНС-20А), РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.17, вв.1

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00154-17

1800

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00182-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

1917

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307233

21

ТП-621 6 кВ (КНС-23 Академгородок), РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.12,

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00146-17

1200

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00148-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

А

В

С

НТМИ-6

11910

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307234

вв.3

S

,5

о"

II

т

К

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00149-17

н

н

Ктт = 100/5

В

-

-

Рег. № 54717-13

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00153-17

Кт = 0,5

А

о

22

ТП-621 6 кВ

К

н

Ктн = 6000/100

В

НТМИ-6

11910

о

(N

Актив-

1,2

5,6

(КНС-23

Рег. № 831-53

С

ная

Академгородок),

и

и

Кт = 0,5S/1,0

2,5

4,6

РУ-6 кВ, 2

ч

Н

е

Ксч = 1

А1805RAL-P4G-DW-4

01307235

Реак-

с 6 кВ, яч.4,

ч

С

Рег. № 31857-11

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

23

ТП-621 6 кВ (КНС-23 Академгородок), РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.9,

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00156-17

о

о

(N

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00157-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

А

В

С

НТМИ-6

2177

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307236

24

вв.1

РП-22 6 кВ (КОС левого берега 1 очередь, Иркутск-II),

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01074-17

О

О

00

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01076-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

СВАП

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307221

25

РУ-6 кВ, 1

с 6 кВ, яч.8, вв.1

РП-22 6 кВ (КОС левого берега 1 очередь, Иркутск-II),

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01057-17

о

о

00

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01058-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

ТСПХ

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307222

РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.12, вв.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

26

РП-22 6 кВ (КОС левого берега 1 очередь, Иркутск-II),

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

00335-17

1800

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

00382-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 50058-12

А

В

С

НТМИ-6

СВАП

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307223

27

РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.0, КЛ-6 кВ Ф-0

КНС-18 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.1, КЛ-6 кВ КНС-18 - ТП-850

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 54717-13

А

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00160-17

1200

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТПЛ-СЭЩ-10-81

00180-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12

А

В

С

НАЛИ-СЭЩ-6-1

00083-17

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307229

28

Водозаборная станция (1 очередь), Сооружение №1 в плотине

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01053-17

3600

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01054-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

А

ЗНОЛП-6

4480

В

ЗНОЛП-6

4463

С

ЗНОЛП-6

4467

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307217

ГЭС 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.4, вв.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

29

Водозаборная станция (1 очередь), Сооружение №1 в плотине

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01055-17

3600

RTU-327LV Зав. № 010752 Рег. № 41907-09

УССВ-2 Зав. № 001982 Рег. № 54074-13

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01056-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

А

ЗНОЛП-6

4469

В

ЗНОЛП-6

4489

С

ЗНОЛП-6

4470

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307218

30

ГЭС 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ, яч.9, вв.2

Водозаборная станция (2 очередь), Сооружение №1 в плотине

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01068-17

3600

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01069-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06

3525

В

ЗНОЛ.06

3396

С

ЗНОЛ.06

3426

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307219

31

ГЭС 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с 6 кВ, яч.4, вв.1

Водозаборная станция (2 очередь), Сооружение №1 в плотине

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01073-17

3600

Актив

ная

Реак

тивная

1,2

2,5

5.6

4.6

В

-

-

С

ТОЛ-СЭЩ-10-11

01097-17

К

н

Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06

3643

В

ЗНОЛ.06

3608

С

ЗНОЛ.06

3565

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1805RAL-P4G-DW-4

01307220

ГЭС 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с 6 кВ яч.11, вв.2

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87); токе ТТ, равном 2 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20 до плюс 20 °С .

2.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ 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 ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии(ГОСТ Р 52323-2005)

23±2

- для счетчиков реактивной энергии (ГОСТ Р 52425-2005)

23±2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 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

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, сутки

7

УСПД RTU-327LV:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

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

35

направлениях, сутки, не более

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не

35

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 средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

(шт./экз.)

1

2

3

Трансформатор тока

GSA

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-11

9

Трансформатор тока

ТПЛ-СЭЩ-10-01

3

Трансформатор тока

ТПЛ-СЭЩ-10-81

13

Трансформатор тока

ТШЛ-СЭЩ-0,66-12

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

5

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ

1

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6-1

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

3

1

2

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

14

Счетчики электрической энергии многофункциональные

А1805RAL-P4G-DW-4

31

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327 LV

1

У стройство синхронизации системного времени

УССВ

1

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Методика поверки

МП 206.1-157-2017

1

Формуляр

ДЭК.425355.015.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-157-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска «Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.06.2017 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/V3... 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 Альфа А1800 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г;

-    Устройство 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 ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    Устройство синхронизации системного времени по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2017 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.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП города Иркутска «Водоканал»

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

Развернуть полное описание