Системы автоматизированные измерения и учета электроэнергии и энергоресурсов "ИЦ ЭАК" (АСКУЭР "ИЦ ЭАК")
- ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва
-
Скачать
60241-15: Описание типа СИСкачать123.2 Кб
- 27.06.24
- Системы автоматизированные измерения и учета электроэнергии и энергоресурсов "ИЦ ЭАК" (АСКУЭР "ИЦ ЭАК")
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Системы автоматизированные измерения и учёта электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК» (АСКУЭР «ИЦ ЭАК»), предназначены для комплексного измерения количества отпущенной, распределённой и потреблённой электрической энергии (мощности), тепловой энергии, расхода и количества холодной и горячей воды в точках учета, а также для автоматического и автоматизированного сбора, накопления, анализа, обработки и передачи информации о потреблении энергоресурсов в центр сбора и обработки данных.
Описание
АСКУЭР «ИЦ ЭАК» строятся по принципу многоуровневых систем с распределённой функцией измерения и учёта, централизованной функцией сбора, накопления, обработки и отображения данных потребления энергоресурсов с возможностью масштабирования по уровням и являются проектно-компонуемым изделиями.
Системы могут применяться в жилом секторе потребления: в жилых кварталах, в многоквартирных и индивидуальных домах, на небольших предприятиях с малым энергопотреблением, административных и жилых зданиях и приравненных к ним предприятиях для коммерческих целей. В отдельных случаях системы могут быть применены и на объектах более крупного масштаба.
Алгоритм измерений АСКУЭР «ИЦ ЭАК» и информационное взаимодействие между уровнями организовано следующим образом:
Измерительно-информационный комплекс (ИИК), 1-й уровень
Счетчики электрической энергии, состоящие из первичных измерительных преобразователей напряжения и тока, быстродействующего АЦП, процессора обработки сигналов (обрабатывающего цифровые сигналы для интегрирования измеренных величин) подключаются непосредственно/через измерительные трансформаторы тока и напряжения к электрической сети. Счетчики электрической энергии измеряют количество потребленной электроэнергии, сохраняют результаты измерений в энергонезависимой памяти. Счетчики электрической энергии через встроенный PLC-модем или интерфейс RS-232/RS-485 передают измеренные данные в концентраторы данных (УСПД) на 2-й уровень по запросу или в автоматическом режиме. При наличии встроенного или внешнего GSM/GPRS-модема (коммуникатора) измеренные данные передаются непосредственно на верхний (3-ий) уровень.
Счетчики холодной и горячей воды (водосчетчики) измеряют объем протекающей воды в трубопроводе.
Водосчетчики с цифровым интерфейсом M-Bus для передачи данных измерений подключаются к соответствующему интерфейсу счетчиков электрической энергии или УСПД.
Водосчетчики с импульсным выходом подключаются к соответствующим входам тепловычислителя, входящего в состав теплосчетчика, либо к входам счетчика импульсов -регистратора с встроенным радиомодулем.
Водосчетчики с встроенным радиомодулем периодически в автоматическом режиме передают по радиоканалу данные измерений на приемные модули с радиомодемом, с которых данные от группы счетчиков передаются по интерфейсу RS-232/RS-485 на УСПД. Передача данных по радиоканалу производится в диапазоне частот 433, 075 - 434, 79 МГц, разрешенных для использования в устройствах дистанционного управления и передачи телеметрии, телеуправления, сигнализации, передачи данных в соответствии с решением
ГКРЧ от 07.05.2007 г. № 07-20-03-001 (Приложение 1) и не требующих регистрации в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 13.10.2011 г. № 837. Дальность связи -от 30 до 100 м, в зависимости от наличия перегородок на пути радиосигнала.
Теплосчетчики, включающие тепловычислитель, расходомеры (счетчики воды) и термодатчики, измеряют объем теплоносителя и его температуры в подающем и обратном трубопроводах системы теплоснабжения, вычисляют тепловую энергию по значениям параметров теплоносителя.
Тепловычислитель через цифровой интерфейс M-Bus подключается к соответствующему входу счетчика электрической энергии для передачи данных на 2-ой уровень, либо по интерфейсу RS-232/RS-485 - к GSM/GPRS-модему для передачи данных измерений на 3-ий уровень либо в сеть Ethernet при наличии соответствующего интерфейсного модуля.
Информационно-вычислительный комплекс электроустановки/Устройство сбора и передачи данных (ИВКЭ/УСПД), 2-й уровень
Результаты собственных измерений счетчиков электрической энергии, а также измерения подключенных к ним приборов учета воды и тепла из счетчиков электрической энергии с встроенными PLC-модемами передаются по проводам силовой сети с использованием технологии PLC в УСПД - концентраторы данных. Измерения от приборов учета энергоресурсов с встроенными интерфейсами RS-485, M-Bus, Ethernet либо от водосчетчиков с радимодулем, через приемные модули по интерфейсу RS-485 также передаются в УСПД. В УСПД производится архивирование полученной информации и выдача ее в заданном объеме по запросу от ИВК.
Передача данных на уровень ИВК (в зависимости от проектного решения) может осуществляться как по GSM (GPRS) каналу связи, так и по Ethernet с помощью модемов -преобразователей интерфейсов, устанавливаемых в концентраторы данных (УСПД) либо отдельно.
Подключение концентраторов данных (УСПД) с помощью преобразователей интерфейсов дает возможность сбора данных в рамках локально-вычислительной сети (ЛВС) потребителя АСКУЭР «ИЦ ЭАК». Подключение концентраторов данных с помощью технологии GPRS позволяет обеспечить сбор данных с распределенных точек учета через сеть Интернет и имеет значительно более высокую скорость передачи данных по сравнению с GSM. В этом случае применяются защищенные каналы связи (зашифрованные туннели). Кроме того, с целью защиты информации, концентраторы данных (УСПД) также осуществляют процедуру шифрования передаваемых данных при работе в публичных сетях. Информационно-вычислительный комплекс (ИВК), 3-й уровень
ИВК установленный в центре сбора и обработки данных (ЦСОД), осуществляет сбор, накопление, обработку, хранение и отображение информации о потреблении энергоресурсов. ИВК АСКУЭР «ИЦ ЭАК» включает в себя:
1) Сервер(а) сбора данных, с предустановленным программным обеспечением Network Energy Services (ПО NES);
2) Сервер(а) приложений, с предустановленным программным обеспечением «ПО АИИС КУЭР RDM»;
3) Сервер(ы) баз(ы) данных с СУБД Microsoft SQL Server и/или СУБД Oracle, другими СУБД;
4) Источник(и) бесперебойного питания для непрерывной (надежной) работы ЦСОД;
5) Маршрутизатор(ы) и коммутатор(ы) для организации ЛВС, выхода в Интернет и построения туннелей с целью сбора данных с распределенных концентраторов (УСПД) через GPRS;
6) Сетевое хранилище.
ПО NES, когда это необходимо, устанавливается для управления сбором данных с объектов, СУБД Microsoft SQL Server/СУБД Oracle в этом случае обеспечивает хранение информации о топологии сети, настроек конфигурации опроса и временного хранения данных и событий, ПО АИИС КУЭР RDM обеспечивает выполнение всех функций АСКУЭР «ИЦ ЭАК».
АСКУЭР «ИЦ ЭАК» обеспечивает выполнение следующих функций:
1) автоматическое измерение в точках учета и поставки соответственно потребленной и отпущенной активной и реактивной электрической энергии по нескольким тарифам, объема холодной и горячей воды, тепловой энергии;
2) автоматический сбор в ЦСОД с периодичностью от нескольких минут до одного раза в месяц (определяется пользователем) следующих данных:
- измеренное значение суммарной активной электрической энергии на 00:00:00 часов каждых суток или первого числа месяца, кВтч;
- измеренное значение суммарной реактивной электрической энергии на 00:00:00 часов каждых суток или первого числа месяца, квар • ч (при необходимости);
- измеренное значение суммарной активной электрической энергии на 00:00:00 часов каждых суток или первого числа месяца по каждому действующему тарифу, кВтч;
- измеренных значений отпущенной и потребленной величины объема холодной и горячей воды (м3), теплоносителя (м3), температуры в подающем и обратном трубопроводах (°С) на 00:00:00 часов каждых суток или первого числа месяца;
- всех зарегистрированных счетчиком на 00:00:00 часов каждых суток или первого числа месяца событий за сутки или месяц;
3) сбор по запросу в полном объеме или выборочно по каждой точке учета следующих данных:
- измеренное значение текущей активной мощности, кВт;
- измеренное значение текущей реактивной мощности, квар;
- измеренное значение текущего напряжения по каждой фазе, В;
- измеренных значений отпущенной и потребленной величины объема холодной и горячей воды (м3), теплоносителя (м3), температуры в подающем и обратном трубопроводах (°С);
- измеренное значение тепловой энергии (Г кал, кДж);
всех или по выбору признаков текущего состояния и зарегистрированных счетчиком электрической энергии (мощности) событий;
4) автоматический сбор с заданной периодичностью и по запросу привязанных к единому календарному времени данных, характеризующих критические изменения параметров в точках учета, в том числе выход уровня напряжения на любой фазе за установленные границы, а также сбор по запросу данных о состоянии и изменении значений этих параметров;
5) автоматический сбор с заданной периодичностью и по запросу данных о состоянии технических средств автоматизации и данных регистрации событий изменения этих состояний;
6) автоматическая по факту возникновения события передача в ЦСОД аварийных сигналов от счетчиков электрической энергии (мощности):
- открытие клеммной крышки счетчика;
- изменение направления потребления энергии на обратное;
- инверсия фазы счетчика;
7) хранение данных об измеренных величинах и зарегистрированных событиях в базе данных ЦСОД в течение не менее 3,5 лет;
8) обеспечение технической возможности производить дистанционное выполнение конфигурирования и задание параметров счетчиков электрической энергии (мощности) и концентраторов данных;
9) обеспечение технической возможности передачи с уровня ИВК в концентратор данных и далее в счетчик электрической энергии (мощности) команд включения/отключения нагрузки и значений уставок ограничения мощности потребления;
10) обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
11) проведение диагностики состояния и мониторинга функционирования технических и программных средств АСКУЭР «ИЦ ЭАК»;
12) обеспечение единства времени во всех измерительных и иных технических средствах системы, имеющих встроенные часы, посредством синхронизации часов технических средств системы с единым временем UTC с учетом поясного часового сдвига и перехода на зимнее/летнее время;
13) обеспечение отображения поясного времени на табло счетчиков электрической энергии (мощности);
14) обеспечение возможности ручного ввода автономно-считанной информации в базу данных при отсутствии или временном отключении каналов связи.
В АСКУЭР «ИЦ ЭАК» реализована система обеспечения единого времени (СОЕВ), и все средства измерений АСКУЭР «ИЦ ЭАК», имеющие встроенные часы, синхронизируются с единым временем UTC (всеобщим координированным временем). В качестве источника синхронизации системного времени использован тайм-сервер Государственной службы времени и частоты Российской Федерации (ГСВЧ РФ), часы и время которого корректируются с атомарной точностью. Данные с тайм-сервера периодически принимаются через Интернет, точность времени серверов ЦСОД может составляет не более ±0.03 с. С учетом задержки сигналов с точным временем в каналах связи синхронизация программных часов компонентов Системы производится с точностью не хуже ±5 с/сутки.
В качестве основного или дополнительного источника синхронизации системного времени может быть использован приемник сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Программное обеспечение
Программное обеспечение NES обеспечивает сбор данных с приборов учета KNUM-1021, KNUM-1023, KNUM-2023 и подключенных к ним M-Bus устройств. Собранные данные хранятся в базе данных MS SQL для последующей передачи в «ПО АИИС КУЭР RDM» для длительного хранения и составления отчетов для пользователей. Также NES System хранит данные о топологии сети и состоянии каналов связи с приборами учета. Вычислений над полученными данными не производится.
Программное обеспечение «ПО АИИС КУЭР RDM» предназначено для автоматизированного сбора данных по расходу электроэнергии и энергоресурсов, мгновенных параметров электросети, диагностических данных со счетчиков электрической энергии и других ресурсов, а также для дальнейшего хранения, отображения, обработки и анализа полученной информации.
Метрологически значимые параметры и данные защищены от преднамеренного или случайного изменения путем введения паролей и пломбирования узлов АСКУЭР «ИЦ ЭАК»
Сведения о программном обеспечении АСКУЭР «ИЦ ЭАК» представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «ПО АИИС КУЭР RDM» | NES System |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.5.ХХХ.1 1.6.ХХХ.1 1.7.ХХХ.1 1.8.ХХХ.1 1.9.ХХХ.1 (ХХХ - от 1 до 365, календарный день выборки версии) | 4.x 5.x 6.x |
| Цифровой идентификатор ПО | b3b418526edc2bee0d92811e d70f81be | Система осуществляет контроль за передачей данных и не производит расчетов и изменений параметров приборов, оказывающих влияние на метрологические характеристики |
| Алгоритм цифрового идентификатора ПО | MD5 | - |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭР RDM от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Метрологические характеристики ИИК АСКУЭР «ИЦ ЭАК», указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики АСКУЭР «ИЦ ЭАК» представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные технические и метрологические характеристики АСКУЭР «ИЦ ЭАК»
| Характеристика | Значение |
| Номинальное значение входного напряжения ИИК: - однофазная сеть переменного тока, В - трехфазная сеть переменного тока, кВ | 230 0,4 - 20 |
| Номинальное значение входного напряжения счетчиков электрической энергии: - однофазная сеть переменного тока, В - трехфазная сеть переменного тока, В | 230 57,7/100; 230/400 |
| Номинальное/максимальное значение силы тока для счетчиков трансформаторного включения, А | 5/7,5 - 10 |
| Базовое/максимальное значение силы тока для счетчиков непосредственного включения, А | 5 - 10/60 - 100 |
| Номинальная частота, Гц | 50 |
| Коэффициент мощности | от 0,5 инд до 1 |
| Пределы относительной погрешности измерения электрической энергии: - активной энергии; - реактивной энергии | см. табл. 3 см. табл.4 |
| Характеристики импульсных входов системы: - длительность импульса, не менее, мс - амплитуда импульса, активного, В сухой контакт, В | 1 до 3 от 5 до 24 |
| Условный диаметр трубопровода для воды, мм | от 15 до 250 |
| Измеряемый расход воды, м3/ч | от 0,003 до 1000 |
| Измеряемая температура холодной воды, °С | от плюс 5 до плюс 50 |
| Измеряемая температура горячей воды, °С | от плюс15 до плюс 150 |
| Пределы относительной погрешности для счетчиков : - холодной воды, % (не более) - горячей воды, % (не более) | ± 5, при Qmin<Q<Qt ±2, при Qt<Q<Qmax ±5, при Qmin<Q<Qt ±3, при Qt<Q<Qmax |
| Измеряемая тепловая энергия: - диапазон измерения разности температур, At, °C -измеряемый расход воды, м3/ч - относительная погрешность измерения тепловой энергии, %, не более: - при разности температур в подающем и обратном трубопроводах от 10 до 20 °С; - при разности температур в подающем и обратном трубопроводах более 20 °С; - пределы относительной погрешности измерения времени не более, % | от 1 до 180 от 0,003 до 10 ± 5 ± 4 ± 0,1 |
| Максимальное рабочее давление теплоносителя, МПа | 4,0 |
| Условия эксплуатации систем: - температура окружающего воздуха, ° С: для счетчиков электрической энергии, УСПД счетчиков воды и тепла - относительная влажность (без капельной влаги), % для оборудования ЦСОД - температура окружающего воздуха, ° С - относительная влажность (без капельной влаги), % Атмосферное давление, кПа | от минус 40 до плюс 60 от плюс 5 до плюс 60 до 95 при температуре 25 °С от плюс 15 до плюс 25 до 80 от 84 до 106,7 |
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (при номинальном напряжении и симметричной нагрузке и нормальных условиях эксплуатации) для ИИК, ±5%w_
| Состав ИИК | cosj | ±§1(2)%W W1(2)%<W<W 5% | ±§5%W W50Z<<W<W2 0% | ±§20%W W20%<W<W1 00% | ±§100%W W100%<W<W1 20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ТТ кл. точности 0,5S ТН кл. точности 0,5 Счетчик кл. точности 0,5S | 1,0 | 2,1 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 3,0 | 1,9 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,5 | 3,5 | 3,1 | 2,2 | 2,2 | |
| ТТ кл. точности 0,5 ТН кл. точности 0,5 Счетчик кл. точности 0,5S | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 1,0 |
| 0,8 | - | 3,0 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,2 |
| ТТ кл. точности 0,5 Без ТН Счетчик кл. точности 0,5S | 1,0 | - | 1,7 | 1,0 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,5 | 1,1 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,7 | 1,9 |
Примечания:
1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
2 W1(2)%, W5%, W20%, W100%, W120% - значения электроэнергии при 1(2)%-ном, 5%-ном, 20%-ном, 100%-ном, 120%-ном (от номинального) значениях силы тока в сети соответственно.
3 Класс точности трансформаторов тока - по ГОСТ 7746-2001.
4 Класс точности трансформаторов напряжения - по ГОСТ 1983-2001.
5 Класс точности счетчиков при измерении активной энергии - по ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 31819.22-2012.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии (при номинальном напряжении, симметричной нагрузке и нормальных условиях эксплуатации для ИИК, ±5%W
| Состав ИИК | cos9 (sin9) | ±§1(2)%W W1(2)%<W<W 5% | ±§5%W W50Z<<W<W20 % | ±520%W W20%<W<W1 00% | ±5100%w W100%<W<W 120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ТТ кл. точности 0,5S ТН кл. точности 0,5 Счетчик кл. точности 1,0 | 0,8 (0,6) | 4,6 | 2,9 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 (0,87) | 3,0 | 2,1 | 1,5 | 1,5 | |
| ТТ кл. точности 0,5 ТН кл. точности 0,5 Счетчик кл. точности 1,0 | 0,8 (0,6) | - | 4,5 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 (0,87) | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 | |
| ТТ кл. точности 0,5 Без ТН Счетчик кл. точности 1,0 | 0,8 (0,6) | - | 4,5 | 2,4 | 1,8 |
| 0,5 (0,87) | - | 2,9 | 1,6 | 1,3 |
Примечания:
1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
2 W1(2)%, W5%, W20%, W100%, W120% - значения электроэнергии при 1(2)%-ном, 5%-ном, 20%-ном, 100%-ном, 120%-ном (от номинального) значениях силы тока в сети соответственно.
3 Класс точности трансформаторов тока - по ГОСТ 7746-2001.
4 Класс точности трансформаторов напряжения - по ГОСТ 1983-2001.
5 Класс точности счетчиков при измерении реактивной энергии - по ГОСТ 31819.23-2012.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на системы автоматизированные измерения и учёта электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК» (АСКУЭР «ИЦ ЭАК») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АСКУЭР «ИЦ ЭАК» представлена в таблице 5.
| -и - №п | Наименование технического средства | Ссылка на технический документ или номер Госреестра |
| Измерительно-информационный комплекс | ||
| 1 | Измерительные трансформаторы тока утвержденных типов | |
| 2 | Измерительные трансформаторы напряжения утвержденных типов | |
| 3 | Счетчики электрической энергии однофазные KNUM-1021 | 37892-09 |
| 4 | Счетчики электрической энергии трехфазные KNUM-1023 | 37882-09 |
| 5 | Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-2023 | 37883-10 |
| 6 | Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-2023-0.5S | 45545-10 |
| 7 | Счетчики активной энергии статические однофазные Меркурий 203 | 31826-10 |
| 8 | Счетчики активной энергии статические однофазные Меркурий 203 2T | 55299-13 |
| 9 | Счетчики электрической энергии статические однофазные Меркурий 206 | 46746-11 |
| 10 | Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 | 23345-07 |
| 11 | Счетчики электрической энергии статические трехфазные Меркурий 233 | 34196-10 |
| 12 | Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303 | 33446-08 |
| 13 | Счетчики активной электрической энергии однофазный многотарифный СЕ 102 | 33820-07 |
| 14 | Счетчики активной электрической энергии однофазные СЕ 201 | 34829-09 |
| 15 | Счетчики активной электрической энергии трехфазные СЕ 303М | 42750-09 |
| 16 | Счетчики электрической энергии трехфазные NP73 | 48837-12 |
| 17 | Счетчики электрической энергии однофазные NP71 | 48362-11 |
| 18 | Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М | 36697-12 |
| 19 | Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МД | 51593-12 |
| 20 | Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК | 50460-12 |
| 21 | Счетчики электрической энергии однофазные СХ 1000-5 | 46959-11 |
| 22 | Счетчики электрической энергии трехфазные СХ 2000-7 | 46961-11 |
| 23 | Счетчики электрической энергии трехфазные СХ 2000-7-СТ | 46960-11 |
| 24 | Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные «НЕЙРОН» | 38214-09 |
| 25 | Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые патронные Istameter m | 15068-09 |
| 26 | Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые E-T, M-M, M-N, M-T | 17104-09 |
| 27 | Счетчики холодной и горячей воды «БЕРЕГУН» | 33541-12 |
| 28 | Счетчики тепловой энергии и воды ULTRAHEAT T | 51439-12 |
| 29 | Счетчики воды турбинные «Миномесс» | 42812-09 |
| 30 | Счетчики воды крыльчатые «Миномесс» | 42813-09 |
| 31 | Счетчики холодной воды комбинированные WPV | 50662-12 |
| 32 | Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые одноструйные ЕТ | 48241-11 |
| 33 | Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые многоструйные М | 48242-11 |
| 34 | Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые «Пульсар» | 36935-08 |
| 35 | Счетчики холодной и горячей воды турбинные W | 48422-11 |
| 36 | Расходомеры-счетчики электромагнитные ВЗЛЕТ ЭР | 20293-10 |
| 37 | Преобразователи расхода электромагнитные ПРЭМ | 17858-11 |
| 38 | Теплосчетчики ULTRAHEAT T230 | 51438-12 |
| 39 | Теплосчетчики MULTICAL UF | 14503-06 |
| 40 | Теплосчетчики ELF | 45024-10 |
| 41 | Теплосчетчики - регистраторы ВЗЛЕТ ТСР-М | 27011-09 |
| 42 | Счетчики тепловой энергии СТК MULTIDATA и Minocal Combi | 15832-08 |
| 43 | Теплосчетчики PolluCom 2, М, Е | 23558-02 |
| 44 | Теплосчетчики ISF/CMF | 57040-14 |
| Информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) | ||
| 45 | Концентраторы данных DC-1000/SL 78704-001К, 78704-001V, DC-1000/SLE 78705-001К, 78705-001V | Эксплуатационная документация |
| 46 | Концентраторы данных RTR7E.LG1 | Эксплуатационная документация |
| 47 | Концентраторы данных ECN7000 | Эксплуатационная документация |
| 48 | Концентраторы данных «Sagem XP-3000» | Эксплуатационная документация |
| 49 | Контроллеры Е-422.GSM | 46553-11 |
| 50 | Контроллеры терминальные TK16L.14 | 46971-11 |
| 51 | Устройства сбора и передачи данных TK16L | 36643-07 |
| 52 | Устройства сбора и передачи данных 164-01М | 49872-12 |
| 53 | Устройства сбора и передачи данных «Пульсар» | 32816-12 |
| 54 | Счетчики импульсов-регистраторы «Пульсар» | 25951-10 |
| 55 | Устройства сбора и передачи данных «Меркурий 250» | 47895-11 |
| 56 | Контроллеры многофункциональные «ЭНТЕК» | 39334-08 |
| 57 | Устройства сбора и передачи данных «НЕЙРОН» | 52622-13 |
| Каналообразующая аппаратура | ||
| 58 | Модем GSM/GPRS ETM 9300-1, ETM 9350-1, ETM 9400, ETM 9440 | Эксплуатационная документация |
| 59 | Модем GSM/GPRS Simens MC-35i | Эксплуатационная документация |
| 60 | Модем GSM/GPRS Cinterion BGS2T-232 | Эксплуатационная документация |
| 61 | Коммуникатор GSM C-1.02 | Эксплуатационная документация |
| 62 | Преобразователь интерфейсов серии NPort | Эксплуатационная документация |
| 63 | Маршрутизатор Cisco (1841, 2821, 2811, 3845, 3825, 7204) | Эксплуатационная документация |
| 64 | Коммутатор 3com Baseline, Cisco Catalyst, HP ProCurve | Эксплуатационная документация |
| 65 | Преобразователь импульсов в M-BUS Пульсоник 2 | Эксплуатационная документация |
| 66 | Приемный радиомодуль «Пульсар» | Эксплуатационная документация |
| 67 | Приемный переносной радиомодуль «Пульсар» | Эксплуатационная документация |
| 68 | GSM-шлюз «Меркурий 228» | Эксплуатационная документация |
| 69 | Коммуникатор GSM С-1.02 | Эксплуатационная документация |
| 70 | Преобразователь интерфейса TechBase M-Bus 10, M-Bus-60, M-Bus-400 | Эксплуатационная документация |
| 71 | Интеллектуальный GSM/GPRS маршрутизатор Digi Connect® WAN | Эксплуатационная документация |
| 72 | Сотовые GSM/GPRS маршрутизаторы и модемы MOXA OnCell | Эксплуатационная документация |
| Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) | ||
| 73 | Сервер сбора данных HP DL360 G5/G6* | Эксплуатационная документация |
| 74 | Сервер базы данных HP DL360 G5/G6* | Эксплуатационная документация |
| 75 | Сервер приложений HP DL360 G5/G6* | Эксплуатационная документация |
| 76 | Серверы семейства HP Proliant* | Эксплуатационная документация |
| 77 | Сетевые хранилища NETApp* | Эксплуатационная документация |
| 78 | Источник бесперебойного питания HP (R1500, R3000, R5500)* | Эксплуатационная документация |
| Система обеспечения единого времени (СОЕВ) | ||
| 79 | Тайм-сервер ГСВЧ РФ | Свидетельство о включении в состав передающих средств эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ группы тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ» № 0000041 |
| 80 | Приемник сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS | Эксплуатационная документация |
| Эксплуатационная документация | ||
| 81 | Руководство по эксплуатации системы | АУВП.411711.АБП.001 РЭ |
| 82 | Методика поверки на систему | |
| 83 | Формуляр | АУВП.411711.АБП.001 ФО |
| 84 | Руководство по эксплуатации ПО АСКУЭР БП | |
* Состав и конфигурация оборудования может изменяться в зависимости от требований к системе.
**Применение тайм-сервера или конкретного типа сертифицированного в РФ оборудования определяется в процессе проектирования системы.
Поверка
осуществляется по документу МП 60241-15 «Методика поверки. Системы автоматизированные измерения и учета электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК», утвержденному ФГУП "ВНИИМС" 15.01.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками энергоресурсов и УСПД;
Радиочасы «МИР РЧ-01» (№ в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений). Погрешность синхронизации шкалы времени ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности, тепловой энергии, объема холодной и горячей воды с использованием систем автоматизированных измерения и учета электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК» (АСКУЭР «ИЦ ЭАК»).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам автоматизированным измерения и учета электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК» (АСКУЭР «ИЦ ЭАК»)
1. ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
3. ГОСТ Р 51649-2000 "Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия".
4. ГОСТ Р 50601-93 "Счетчики питьевой воды крыльчатые. Общие технические условия".
5. ГОСТ Р 50193.1-92 "Измерение расхода воды в закрытых каналах. Счетчики холодной питьевой воды. Технические требования".
6. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
7. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
8. ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
9. ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2".
10. ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
11. ТУ 4222-009-14134359-14 Системы автоматизированные измерения и учёта электроэнергии и энергоресурсов «ИЦ ЭАК» (АСКУЭР «ИЦ ЭАК»).
Рекомендации к применению
- вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.