Номер по Госреестру СИ: 83341-21
83341-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.06 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс»
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
Изготовитель
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества «Т Плюс» (Филиал «Кировский» ПАО «Т Плюс»)ИНН 6315376946
Адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д.51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН:7444052356
Адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, строение 2
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трёх уровней:
-
1- ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени усреднения 30 мин.
Средняя активная и реактивная электрическая мощность вычисляется на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер БД.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи (резервный канал связи). Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка по выделенному каналу связи по протоколу ТСР/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ на основе устройства синхронизации частоты и времени Метроном-300, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Коррекция времени сервера БД производится по сигналам точного времени УССВ. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера БД. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером БД УСПД, коррекция - при наличии рассогласования ±1 с.
Коррекция времени счетчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счетчика, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
GEF 40,5 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
34 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 |
4 шт. |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 III-IV |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
18 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
21 шт. |
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
13 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
Устройства синхронизации частоты и времени |
Метроном-300 |
1 шт. |
ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
Методика поверки |
МП-312235-152-2021 |
1 экз. |
Паспорт |
ФКТП.003002.2021.ПС |
1 экз. |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер, наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
56 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.3, КЛ 6 кВ ф.61 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
57 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.16, КЛ 6 кВ ф.62 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
58 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.18 , КЛ 6 кВ ф.63 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
59 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.39, КЛ 6 кВ ф.64 |
ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
60 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.36, КЛ 6 кВ ф.65 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
61 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.38, КЛ 6 кВ ф.66 |
ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
62 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.42, КЛ 6 кВ ф.67 |
ТПК-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
63 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.62, КЛ 6 кВ ф.68 |
ТПК-10 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / |
64 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.33, КЛ 6 кВ ф.69 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
65 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.35, КЛ 6 кВ ф.70 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
66 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.52, КЛ 6 кВ ф.72 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
67 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.54, КЛ 6 кВ ф.73 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
68 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.56, КЛ 6 кВ ф.74 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
69 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ, яч.60, КЛ 6 кВ ф.75 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
70 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.61, КЛ 6 кВ ф.77 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег .№ 27524-04 | |
71 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.51 КЛ 6 кВ ф.78 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
72 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.65, КЛ 6 кВ ф.79 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
73 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.34, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-1 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
74 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.63, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-2 |
ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
81 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.59 |
ТПОФ 750/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
83 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.37 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
85 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.53 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
94 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ №9 |
ф. А: ТОЛ-35 ф. В, С: ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07, 47959-16, 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
95 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ №15 |
ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
96 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ №25 |
ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
97 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, КЛ 35 кВ №34 |
ф. А, В: ТОЛ-35 III-IV ф. С: ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 34016-07, 34016-07, 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
98 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, КЛ 35 кВ №35 |
ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
99 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ «Поселковая» |
ТОЛ-35 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
100 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ ГПП-II |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
102 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ ГПП-I |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
103 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ Слободская-I |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
104 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ Слободcкая-II |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
105 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ Азот-1 |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
106 |
ОВ 110 кВ |
ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
56-71, 73, 74, 81, 83, |
Активная |
1,2 |
5,7 |
85 |
Реактивная |
2,5 |
3,5 |
72 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,7 |
94-99 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
|
100, 102-106 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
Пределы допускаемой |
погрешности СОЕВ, с |
±5 | |
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети:
ГОСТ 26035-83 |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49 до 51 0,87 от +21 до +25 от +18 до +22 |
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
- ТОК, % ОТ Ihom |
от 2(5) до 120 |
- частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
- коэффициент мощности, cos ф (sin ф) |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
(от 0,87 до 0,5) | |
ТемпераТура Окружающей среды, °С: | |
- для ТТ и ТН |
от -40 до +35 |
- для электросчетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от -10 до +55 |
- для УССВ |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее УСПД: |
45 |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
месяц, сут, не менее ИВК: |
45 |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (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).