Номер по Госреестру СИ: 62547-15
62547-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Индустриальная"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ПС 110/10 кВ «Индустриальная», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Индустриальная» используется программное обеспечение -ПО «АльфаЦЕНТР», которое базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР», установленного на уровне ИВК АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
1 |
2 |
Наименование ПО |
ПО "Альфа ЦЕНТР" |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека метрологических модулей |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
Наименование файла |
ac metrology.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - высокий.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:
-средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
-средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
-средства управления доступом (пароли).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная» -
МВИ 4222-05-7705939064-2015.
Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №111/RA.RU 311290/2015 от 25.09.2015г
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная»
-
• ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
-
• ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
-
• ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
-
• ГОСТ 31819.22-2012. «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
• ГОСТ 31819.23-2012. «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7705939064-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/10 кВ «Индустриальная». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.09.2015 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
-
- многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс.
-
- средства поверки УСВ-3 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
-
- средства измерений вторичной нагрузки ТТ, ТН, падения напряжения в линии соединения счетчика с ТН : мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне (15 - 300) В- ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0%. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока в диапазоне (0,05 - 0,25) А, ПГ ± 1,0 %; в диапазоне (0,25 - 7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Электроконтроль» (ООО «Электроконтроль»). г.МоскваЮридический адрес: 117449, Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9 Тел/факс: 8(495) 6478818
E-mail: info.elkontrol@gmail.com
ИНН 7705939064
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г.Самара
Тел. (846) 3360827
E-mail: smrcsm@saminfo.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии,
-
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
-
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
-
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-й уровень - (ИИК) (40 точкек измерения) содержит в своем составе:
-
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по
ГОСТ 1983-2001;
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S и 0,5S по
ГОСТ 7746-2001;
-
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
-
• многофункциональные микропроцессорные счетчики СЭТ-4ТМ.03М.16 класса точности
(КТ) 0,2S/0,5, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в
ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанному в таблице 2 (40 точек измерения).
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержит в своем составе:
-
• промышленный сервер HP Proliant DL320e Gen8 v2;
-
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
-
• устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3 , выполненное на основе GPS приемника;
-
• устройство бесперебойного питания сервера (UPS);
-
• коммуникационное оборудование (GSM-модемы);
-
• ПО «АльфаЦЕНТР».
Первичные 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 поступает на сервер. Информация в сервере формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, установленного на уровне ИВК. Устройство синхронизации системного времени УСВ-3 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ± 1 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование компонента системы |
Гос.реестр |
Количество (шт.) |
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5 |
36697-12 |
2 |
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 |
36697-12 |
36 |
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.09, КТ 0,5S/1,0 |
36697-12 |
2 |
Трансформатор тока AGU123, КТ 0,2S |
40087-08 |
6 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-М-4, КТ 0,5S |
15128-07 |
6 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-01, КТ 0,5S |
15128-07 |
90 |
Трансформатор тока ТЛШ-10-6.1-4, КТ 0,5S |
15128-07 |
12 |
Трансформатор тока ТЛ-0,66, КТ 0,5S |
13578-00 |
6 |
Трансформатор напряжения VCU123, КТ 0,2 |
37847-08 |
6 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06.4-10, КТ 0,5 |
3344-04 |
12 |
Сервер HP Proliant DL320e Gen8 v2 |
1 комплект | |
ПО Альфа Центр АС РЕ 40 |
1 комплект | |
Устройство синхронизации системного времени УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Наименование документации | ||
Методика поверки МП-4222-05-7705939064-2015 |
1 | |
Формуляр ФО-4222-05-7705939064-2015 |
1 |
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2.
Таблица 2
Номер канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид эл.энергии |
Пределы основной относительной погрешности ИК, ± (%) |
Пределы погрешности ИК в рабочих условиях, ±( %) | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ОРУ-110 ЛЭП 110 кВ " Северная-Индустриальная №1" |
AGU123 1000/1,КТ 0,2S А-Зав№11401752 В-Зав№11401757 С-Зав№11401755 |
VCU123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 А- Зав №24200397 В- Зав №24200395 С- Зав №24200398 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Зав № 806150940 |
А Р |
0,5 1,3 |
1,2 1,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
2 |
ОРУ-110 ЛЭП 110 кВ "Северная-Индустриаль ная №2" |
AGU123 1000/1,КТ 0,2S А-Зав№11401754 В-Зав№11401753 С-Зав№11401756 |
VCU123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 А- Зав №24200399 В- Зав №24200400 С- Зав №24200396 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Зав № 806150954 |
А Р |
0,5 1,3 |
1,2 1,9 |
3 |
КРУ-10 кВ яч. 101, СВ |
ТОЛ-10-М-4 4000/5, КТ 0,5S А- Зав № 5167 В- Зав № 5169 С- Зав № 5183 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С- Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140187 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
4 |
КРУ-10 кВ яч. 103 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14558 В- Зав № 14711 С- Зав № 14554 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С- Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140481 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
5 |
КРУ-10 кВ яч. 104 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14146 В- Зав № 14252 С- Зав № 14360 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142908 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
6 |
КРУ-10 кВ яч. 105 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14134 В- Зав № 14552 С- Зав № 14293 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142765 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
7 |
КРУ-10 кВ яч. 106 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14170 В- Зав № 14167 С- Зав № 14148 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140404 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
8 |
КРУ-10 кВ яч. 107 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14661 В- Зав № 14147 С- Зав № 14574 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140700 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
КРУ-10 кВ яч. 108 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14572 В- Зав № 14172 С- Зав № 14712 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № № 0811140495 |
А Р |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
10 |
КРУ-10 кВ яч. 109, ТСН-1 |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14678 В- Зав № 14713 С- Зав № 14496 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С-Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140672 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
11 |
КРУ-10 кВ яч. 110, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14691 В- Зав № 14666 С- Зав № 14663 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С- Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140521 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
12 |
КРУ-10 кВ яч. 111, Ввод 1 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 239 В- Зав № 222 С- Зав № 241 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001133 В- Зав № 5001240 С- Зав № 5001134 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142866 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
13 |
КРУ-10 кВ яч. 211, Ввод 2 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 245 В- Зав № 240 С- Зав № 251 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142610 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
14 |
КРУ-10 кВ яч. 210, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14671 В- Зав № 14677 С- Зав № 14647 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140351 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
15 |
КРУ-10 кВ яч. 209, ТСН-2 |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14692 В- Зав № 14664 С- Зав № 14690 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140708 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
16 |
КРУ-10 кВ яч. 208 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14657 В- Зав № 14658 С- Зав № 14642 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142828 |
А Р |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
17 |
КРУ-10 кВ яч. 207 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14557 В- Зав № 14553 С- Зав № 14571 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142772 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
18 |
КРУ-10 кВ яч. 206 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14672 В- Зав № 14660 С- Зав №14559 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140489 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
19 |
КРУ-10 кВ яч. 205 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14579 В- Зав № 14643 С- Зав № 14670 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140707 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
20 |
КРУ-10 кВ яч. 204 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14355 В- Зав № 14473 С- Зав № 14570 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С- Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810143092 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
21 |
КРУ-10 кВ яч. 203 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14164 В- Зав № 14248 С- Зав № 14414 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001127 В- Зав № 5001132 С-Зав № 5001137 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142903 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
22 |
КРУ-10 кВ яч. 301, СВ |
ТОЛ-10-М-4 4000/5,КТ 0,5S А- Зав № 5166 В- Зав № 5168 С- Зав № 5184 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140575 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
23 |
КРУ-10 кВ яч. 303 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14135 В- Зав № 14292 С- Зав № 14493 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140376 |
А Р |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
24 |
КРУ-10 кВ яч. 304 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14483 В- Зав № 14298 С- Зав № 14474 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142737 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
25 |
КРУ-10 кВ яч. 305 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14492 В- Зав № 14482 С- Зав № 14329 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142741 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
26 |
КРУ-10 кВ яч. 306 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14295 В- Зав № 14297 С- Зав № 14290 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140201 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
27 |
КРУ-10 кВ яч. 307 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14560 В- Зав № 14573 С- Зав № 14569 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140802 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
28 |
КРУ-10 кВ яч. 308, Ввод 3 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 265 В- Зав № 257 С- Зав № 258 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С- Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140482 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
29 |
КРУ-10 кВ яч. 309 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14644 В- Зав № 14566 С- Зав № 14568 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142784 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
30 |
КРУ-10 кВ яч. 310, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14668 В- Зав № 14665 С- Зав № 14695 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001135 В- Зав № 5001129 С-Зав № 5001138 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140624 |
А Р |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
31 |
КРУ-10 кВ яч. 410, ДГР |
ТОЛ-10-01 100/5, КТ 0,5S А- Зав № 14646 В- Зав № 14662 С- Зав № 14645 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803145353 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
32 |
КРУ-10 кВ яч. 409 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14659 В- Зав № 14680 С- Зав № 14697 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0810142887 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
33 |
КРУ-10 кВ яч. 408, Ввод 4 |
ТЛШ-10-6.1-4 5000/5,КТ 0,5S А- Зав № 256 В- Зав № 266 С- Зав № 259 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:^3)/(0,1:^3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140460 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
34 |
КРУ-10 кВ яч. 407 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14294 В- Зав № 14669 С- Зав № 14575 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140720 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
35 |
КРУ-10 кВ яч. 406 |
ТОЛ-10-01 1000/5, КТ 0,5S А- Зав № 14578 В- Зав № 14656 С- Зав № 14171 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140836 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
36 |
КРУ-10 кВ яч. 405 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14361 В- Зав № 14576 С- Зав № 14394 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С- Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140553 |
А Р |
1,1 2,8 |
00 о cf СП |
37 |
КРУ-10 кВ яч. 404 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав № 14296 В- Зав № 14291 С- Зав № 14472 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811140524 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
38 |
КРУ-10 кВ яч. 403 |
ТОЛ-10-01 1000/5,КТ 0,5S А- Зав №14413 В- Зав № 14167 С- Зав № 14494 |
ЗНОЛ.06.4-10 (10:V3)/(0,1:V3) КТ 0,5 А- Зав № 5001130 В- Зав № 5001128 С-Зав № 5001239 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0811146609 |
1,1 2,8 |
00 о cf СП | |
39 |
ЩСН 0,4 кВ ЩСН, ввод 1 |
Т-0,66-3 600/5,КТ 0,5S А- Зав № 026615 В- Зав № 026617 С- Зав № 026613 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803150198 |
0,9 2,4 |
| |
40 |
ЩСН 0,4 кВ ЩСН, ввод 2 |
Т-0,66-3 600/5,КТ 0,5S А- Зав № 026616 В- Зав № 026612 С- Зав № 026614 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Зав № 0803150958 |
0,9 2,4 |
|
Примечание к таблице 2
-
1 А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
-
2 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
-
3 Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.
-
4 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном,
cosj = 0,8 инд.;допускаемая температура окружающей среды для измерительных
трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.от минус 40 до плюс 60°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
-
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии - ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,02 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10°С до +30°С. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3
№ИК |
Наименование характеристики |
Значение | |
1 - 2 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
1000 А 1 А |
Диапазон тока: |
первичного (Ii) вторичного (I2) |
от 10 до 1000 А от 0,01 до 1 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ищ) вторичное (ин2) |
110 кВ 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ищ) вторичное (ин2) |
от 99 до 121 кВ от 90 до 110 В | |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
30 1ГА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 7,5 до 30 В^А | ||
Допустимое значение tos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТН |
100 1ГА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 25 до 100 ВА | ||
3, 22 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
4000 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (Ii) вторичного (I2) |
от 40 до 4000 А от 0,05 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ищ) вторичное (ин2) |
10 кВ 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ищ) вторичное (ин2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 1ГА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
Допустимое значение tos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТН |
30 1ГА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
12, 13, 28, 33 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
5000 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (Ii) вторичного (I2) |
от 50 до 5000 А от 0,05 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ищ) вторичное (ин2) |
10 кВ 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (Uiii) вторичное (Uh2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В |
12, 13, 28, 33 |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | |
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
Допустимое значение tos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТН |
30 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
10, 11, 14, 15, 30, 31 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
100 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 1 до 100 А от 0,05 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) вторичное (ин2) |
10 кВ 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин1) вторичное (ин2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
Допустимое значение tos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТН |
30 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
4 - 9 16 - 21 23 - 27 29, 32, 34 - 38 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
1000 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 10 до 4000 А от 0,05 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) вторичное (ин2) |
10 кВ 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин1) вторичное (ин2) |
от 9 до 11 кВ от 90 до 110 В | |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 В А | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 2,5 до 10 В'А | ||
Допустимое значение tos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТН |
30 В А | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
от 7,5 до 30 В'А | ||
39, 40 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
600 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
от 6 до 600 А от 0,05 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) |
380 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин1) |
от 361 до 399 В | |
Коэффициент мощности cos j |
от 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
5 ВА |
39, 40 |
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
от 1,25 до 5 В'А |
Допустимое значение cos j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
от 0,8 до 1,0 | |
Номинальная нагрузка ТН |
- | |
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
- |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении ( реактивной ) электри-ческой энергии в рабочих условиях представлены в таблицах 4,5.
Таблица 4
№ п/п |
Номер ИК |
Диапазон значений cos ф |
Тип наг-руз-ки |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ,± (%) | ||||
1< 1раб <2 |
2< 1раб<5 |
5< 1раб<20 |
20<1раб<100 |
100< 1раб<120 | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
1, 2 |
0,5 < cos ф< 0,8 |
инд. |
не норм. |
1,9 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
1,2 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | ||
0,866 < cosф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
1,1 |
0,7 |
0,6 |
0,6 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
1,0 |
0,7 |
0,6 |
0,6 | ||
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | ||
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | ||
cos ф = 1 |
1,0 |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
0,5 | |||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
1,2 |
0,9 |
0,7 |
0,7 | ||
2 |
3-38 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
4,9 |
3,2 |
2,4 |
2,4 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
2,8 |
1,8 |
1,4 |
1,5 | ||
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
2,5 |
1,6 |
1,3 |
1,3 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
2,3 |
1,5 |
1,3 |
1,3 | ||
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
2,2 |
1,4 |
1,2 |
1,2 | ||
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
2,0 |
1,3 |
1,1 |
1,1 | ||
cos ф = 1 |
2,1 |
2,0 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
2,8 |
2,0 |
1,5 |
1,5 | ||
3 |
39, 40 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
4,8 |
2,9 |
2,0 |
2,0 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
2,7 |
1,7 |
1,2 |
1,2 | ||
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
2,4 |
1,5 |
1,1 |
1,1 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
2,2 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | ||
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
2,1 |
1,2 |
1,0 |
1,0 | ||
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
0,9 | ||
cos ф = 1 |
2,0 |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
0,9 | |||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
2,7 |
1,8 |
1,3 |
1,3 |
Таблица 5
№ п/п |
Номер ИК |
Диапазон значений cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, ± (%) | ||||
1< 1раб <2 |
2< 1раб <5 |
5< 1раб <20 |
20< Ipa6 <100 |
100< !раб <120 | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
1, 2 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
1,9 |
1,3 |
1,2 |
1,2 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
2,2 |
1,5 |
1,3 |
1,4 | ||
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
1,7 |
1,5 |
1,5 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
2,3 |
1,9 |
2,0 | ||
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | ||
2 |
3 -38 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
3,0 |
2,3 |
2,4 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
3,5 |
2,7 |
2,7 | ||
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
3,1 |
3,1 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
4,1 |
4,1 | ||
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | ||
3 |
39, 40 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
2,8 |
2,1 |
2,1 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
3,3 |
2,4 |
2,4 | ||
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
2,7 |
2,7 | ||
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
3,6 |
3,6 | ||
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
-
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 1 200 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
Надежность системных решений:
-
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
-
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени;
-
• журнал ИВК:
-
- параметрирование;
-
- попытка не санкционируемого доступа;
-
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
-
- установка пароля на счётчик;
-
- установка пароля на сервер;
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);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.