Сведения о средстве измерений: 83743-21 Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)

Номер по Госреестру СИ: 83743-21
83743-21 Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
(Обозначение отсутствует)

Назначение средства измерений:
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (далее - Комплекс) предназначен для: -  измерения напряжения и силы переменного тока; -  измерения, контроля и регистрации электрической энергии в трехфазных трехпроводных и четырехпроводных электрических сетях, и системах электроснабжения переменного тока с номинальной частотой 50 Гц с отображением результатов измерений и предоставления их в цифровой форме; -  измерения, активной и реактивной электрической энергии за установленные интервалы времени в однофазных и трехфазных сетях переменного тока; -  измерения показателей качества электроэнергии (ПКЭ); - реализации функции устройства сопряжения (измерения синхронизированных векторов напряжения и силы переменного тока).

сертификация программного обеспечения
Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), http://oei-analitika.ru рисунок № 1
Внешний вид.
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
Рисунок № 1
Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), http://oei-analitika.ru рисунок № 2
Внешний вид.
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
Рисунок № 2
Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), http://oei-analitika.ru рисунок № 3
Внешний вид.
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
Рисунок № 3
Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), http://oei-analitika.ru рисунок № 4
Внешний вид.
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
Рисунок № 4
Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), http://oei-analitika.ru рисунок № 5
Внешний вид.
Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ)
Рисунок № 5

Общие сведения

Дата публикации - 19.11.2021
Срок свидетельства -
Номер записи - 185104
ID в реестре СИ - 1394509
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 8 лет
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

ПТК УККЭ,

Производитель

Изготовитель - ЗАО "ИТЦ Континуум"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Ярославль
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Отчет помогает подобрать поверки с истекающими сроками в заданном интервале по региону, типам СИ и наименованиям владельцев.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 2021
МПИ по поверкам - 2921 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№2580 от 2021.11.17 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ЗАО "ИТЦ Континуум"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
83743-21

Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ), Обозначение отсутствует
ЗАО "ИТЦ Континуум" (РОССИЯ г. Ярославль)
ОТ
МП
8 лет

Суть отчета показать, как в динамике по годам осуществляется наполнение реестра ФГИС АРШИН типами средств измерений в разрезе типа производства (серийное или единичное) и страны изготовления. Отчет состоит из 7 графиков и одной сводной таблицы. Графики являются интерактивными, имеют функции экспорта и масштабирования. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.

График "Типы СИ ФГИС АРШИН по годам (серийное vs единичное производство), шт.".
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены типы СИ серийного производства, красным - единичного.

График "Типы СИ ФГИС АРШИН серийного и единичного производства (импортные и отечественные), %».
Цветовым выделением по секторам показано % соотношение отечественных серийных типов СИ, отечественных единичных типов СИ, серийных импортных типов СИ и единичных импортных типов СИ.

Круговая диаграмма "Типы СИ - серийное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ серийного производства.

Круговая диаграмма "Типы СИ - единичное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ единичного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), шт.».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), %».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные без резервуаров, цистерн, трансформаторов, измерительных систем), %".
Особенностью графика является игнорирование специфических типов СИ, которые по своей сути не являются классическими СИ и мешают понять истинное соотношение между отечественными и импортными СИ серийного производства.
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
ФГБУ "ВНИИМС"
(RA.RU.311493)
РСТ
  • ПТК УККЭ
  • 1 1 0 0 1 1 0

    Стоимость поверки Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует)

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

    Программное обеспечение

    Программное обеспечение Комплекса является встроенным и обеспечивает функционирование Комплекса, включая измерение и вычисление метрологических величин, прием и передачу данных, отображение данных в человеко-машинном интерфейсе.

    В части защиты от несанкционированного доступа программное обеспечение Комплексов предусматривает наличие паролей различных уровней доступа, отличающихся набором разрешенных операций и объемом предоставляемых данных, включая разделение доступа к данным и операций по конфигурированию Комплексов, коррекции времени, настройки интерфейсов передачи данных, изменения параметров контролируемых сигналов, настройки параметров безопасности.

    Встроенное программное обеспечение состоит из двух частей:

    • -  метрологически значимая часть встраиваемого программного обеспечения;

    • -  сервисная часть встраиваемого программного обеспечения.

    Помимо встроенного программного обеспечения совместно с Комплексом может предоставляться дополнительное программное обеспечение служебного назначения, обеспечивающее удобную форму предоставления результатов измерений, хранения результатов измерений, конфигурирование Комплексов и т.д. Программное обеспечение служебного назначения не выполняет метрологически значимых операций.

    Характеристики метрологически значимой части встроенного программного обеспечения приведены в таблице 2.

    Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    Идентификационное наименование ПО устройств

    ПАС

    pas_dspimage

    Номер версии (идентификационный номер ПО) устройств ПАС

    1.5

    Цифровой идентификатор ПО (алгоритм md5) устройств ПАС

    4dfb382d3d92438ed82a8cd58c6e09b1

    Идентификационное наименование ПО устройств

    ТЭЗ

    pqi_dspimage

    Номер версии (идентификационный номер ПО) устройств ТЭЗ

    1.5

    Цифровой идентификатор ПО (алгоритм md5) устройств ТЭЗ

    bfa1e4b88664eaeb4de849f683c24884

    Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа наносится на лицевую панель, титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта Комплекса типографским способом.


    Сведения о методиках измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений приведены в Руководстве по эксплуатации в Таблице 2


    Нормативные и технические документы

    Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к Комплексу

    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

    ГОСТ 31818.11 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Комплексы электрической энергии

    ГОСТ 31819.11 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 11. Электромеханические Комплексы активной энергии классов точности 0.5; 1 и 2

    ГОСТ 31819.21 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические Комплексы активной энергии классов точности 1 и 2.

    ГОСТ 31819.22 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические Комплексы активной энергии классов точности 0.2S и 0.5S.

    ГОСТ 31819.23 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Комплексы статические реактивной энергии.

    ГОСТ IEC 61107-2011 Обмен данными при считывании показаний Комплексов, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

    ГОСТ 30804.4.7-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств.

    ГОСТ Р 51317.4.15-2012 (МЭК 61000-4-15:2010) Совместимость технических средств электромагнитная. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования.

    ГОСТ 8.655-2009 ГСИ. Средства измерений показателей качества электрической энергии. Общие технические требования.

    ГОСТ Р 8.689-2009 ГСИ. Средства измерений показателей качества электрической энергии. Методы испытаний.

    ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

    ГОСТ 33073-2014 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

    IEC 61850-8-1-2011. Сети связи и системы автоматизации энергосистем общего пользования. Часть 8-1. Схема распределения особой услуги связи (SCSM). Схема распределения для производственной системы модульной конструкции MMS (ISO 9506-1 и ISO 9506-2) и по ISO/IEC 8802-3.

    IEC 61850-9-2-2011. Системы автоматизации и сети связи на подстанциях. Часть 9-2. Схема особого коммуникационного сервиса (SCSM). Значения выборок по ISO/IEC 8802-3.

    IEEE C37.118-2011. Устройства синхронизированных векторных измерений (УСВИ).

    СТО 59012820.29.020.011-2016 Релейная защита и автоматика. Устройства синхронизированных векторных измерений. Нормы и требования.

    Изготовитель

    Закрытое акционерное общество Инженерно-технический центр «Континуум» (ЗАО «ИТЦ Континуум»)

    ИНН 7604195933

    Адрес: 150000, г. Ярославль, ул. Б. Октябрьская, д. 52-А

    Телефон: +7 (4852) 31-38-84

    E-mail: continuum@ec-continuum.ru

    Web-сайт: http://www.ec-continuum.ru

    Испытательный центр

    Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

    Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

    Телефон (факс): 8 (495) 437 55 77, 8 (495) 437 56 66

    E-mail: office@vniims.ru

    Принцип действия ПТК УККЭ основан в аналого-цифровом преобразовании входных аналоговых сигналов силы и напряжения переменного тока частотой 50 Гц (устройства ПАС) с последующей математической и алгоритмической обработкой измеренных величин для вычисления мощности, энергии, ПКЭ и т.д. (устройства ТЭЗ).

    Полученные результаты с ПАС передаются через коммуникационные интерфейсы устройства (Ethernet LAN) в виде выборок мгновенных значений SV. Устройства ПАС являются устройствами сопряжения.

    Принцип действия ТЭЗ основан на приеме выборок мгновенных значений SV по профиль 9-2 LE или корпоративному профилю ПАО «ФСК ЕЭС». Полученные результаты после математической и алгоритмической обработки, включая результаты измерений количества и параметров качества электрической энергии, сохраняются в памяти устройств ТЭЗ и передаются через коммуникационные интерфейсы ТЭЗ (Ethernet LAN).

    Комплекс относятся к классу микропроцессорных программируемых измерительновычислительных устройств. Комплекс состоит из наборов электронных блоков:

    • - устройств преобразователей аналоговых сигналов в цифровые потоки (далее ПАС) для разных номинальных токов и напряжений, поставляются отдельные блоки;

    • - устройств измерения количества электрических величин (далее ТЭЗ) как модули в составе шасси объединения.

    Коммуникационная связь между устройствами, входящими в состав Комплекса, и внешними устройствами, обеспечивается Ethernet коммутаторами 100/1000Base-T.

    Принцип действия устройств ПАС состоит в аналого-цифровом преобразовании входных аналоговых сигналов силы и напряжения переменного тока. Полученные результаты передаются через коммуникационные интерфейсы устройства (Ethernet LAN) в виде выборок мгновенных значений в соответствии с требованиями МЭК 61850-9-2 (IEC 61850-9-2 Sampled Values). Устройства ПАС являются устройствами сопряжения (SAMU) согласно IEC 61869-13.

    Принцип действия устройств ТЭЗ основан на приеме входных потоков цифровых данных о напряжении и силе переменного тока (выборок мгновенных значений SV по МЭК 61850-9-2) и их последующей математической и алгоритмической обработкой. Полученные результаты, включая результаты измерений количества и параметров качества электрической энергии, сохраняются в памяти устройств ТЭЗ и передаются через коммуникационные интерфейсы ТЭЗ (Ethernet LAN). Комплексы обеспечивают непрерывный режим работы без ограничения длительности.

    Ниже представлены варианты включения в измерительный канал (ИК):

    Измерительный канал ПАС

    Аналоговые

    входы

    ПАС

    Цифровой выход

    SV-Поток

    МЭК 61850-9-2

    Измерительный канал ТЭЗ

    SV-Поток

    МЭК 61850 9-2

    Цифровой вход

    ТЭЗ

    Цифровой выход

    МЭК 60870-5-104

    IEC 61850-8-1

    > IEEE C37.118.2

    МЭК 61850-9-2

    HTTP

    Измерительный канал ПАС + ТЭЗ

    Аналоговые входы

    ПАС

    Цифровой выход

    SV-Поток

    МЭК 61850 9-2*

    Цифровой вход

    ТЭЗ

    Цифровой выход

    МЭК 60870-5-104

    IEC 61850-8-1

    IEEE C37.118.2

    HTTP

    Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует), http://oei-analitika.ru

    ПИТАНИЕ 2

    ETHERHET

    ВХОДЫ НАПРЯЖЕНИЯ:

    3*57,7В1

    Зх5А(10А) МЭК 61850-9-2

    ЦЕПИ ТОКА

    й 0

    Место нанесения поверительного клейма

    f ЦЕПИ НАПРЯЖЕНИЯ

    | ПИТАНИЕ 11 | ПИТАНИЕ 21 | ОШИБКА ] | ДАННЫЕ~|

    Место пломбирования от несанкционированного доступа

    ^-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

    ОНТИНУУМ

    150000, г. Ярославль, ул. Б.Октябрьская, д. 52а тел. *7 (4852) 31-38-84 continuum@ec-continuum.ru www.ec-continuum.ru

    ~итц континуум!

    ПАС

    ОПЫТНЫЙ ОБРАЗЕН !

    “ПРОИЗВОДИТЕЛЬ: МОДЕЛЬ:

    СЕРИЙНЫЙ НОМЕР: | ДАТА ПРОИЗВОДСТВА:

    ВХОДЫ ТОКА:

    ВЫХОД:

    Рисунок 1 - Общий вид устройства ПАС

    Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует), http://oei-analitika.ru

    Рисунок 2 - Общий вид устройства ТЭЗ

    Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует), http://oei-analitika.ru

    Рисунок 3 - Крышка для защиты ПАС от НСД

    Место пломбирования обслуживающей организации

    Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует), http://oei-analitika.ru

    Рисунок 4 - Общий вид устройств ТЭЗ в составе шасси объединения

    Внешний вид. Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) (Обозначение отсутствует), http://oei-analitika.ru

    Рисунок 5 - Общий вид Комплекса

    В таблице 1 указаны методы (расчетные формулы или ссылки на ГОСТ) в части измеряемых Комплексом параметров.

    Таблица 1 - Методы (расчетные формулы или ссылки на ГОСТ) для измеряемых параметров Комплекса

    Наименование параметра

    Метод (ГОСТ или расчётная формула для рассчитываемого параметра)

    1 Среднеквадратическое значение напряжения (U), В

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    2 Отрицательное отклонение напряжения (SU(-)), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А, ГОСТ 32144-2013

    3 Положительное отклонение напряжения (SU(+)),%

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А, ГОСТ 32144-2013

    4 Частота (f), Гц

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    5 Кратковременная доза фликера (Pst), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ Р 51317.4.15-2012

    6 Длительная доза фликера (Pit), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ Р 51317.4.15-2012

    7 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения до 50 порядка (Ku(n)), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    8 Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) (Ku), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    9 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (Кги), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    10 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (Ku), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    11 Коэффициент временного перенапряжения (Кер), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    12 Глубина провала напряжения (SUh), %

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    13 Длительность прерывания напряжения (At^), с

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    14 Длительность временного перенапряжения (АГкр), с

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    15 Коэффициент временного перенапряжения (Кер), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А

    16 Установившееся отклонение напряжения, (SUy), %

    ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 8.655-2009

    17 Напряжение, меньшее номинала, (Um-)) , В

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А, ГОСТ 32144-2013

    18 Напряжение, большее номинала, (Um+)), В

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А, ГОСТ 32144-2013

    19 Отклонение частоты (Af), Гц

    ГОСТ 32144-2013

    20 С.к.з. напряжения основной частоты (U(1)), В

    ГОСТ 8.655-2009

    21 С.к.з. напряжения с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка) (U(1-50)), В

    /50 2

    U(1- 50)= уЕ Usg,n

    n=1

    22 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения с учетом влияния всех гармоник до 50 порядка (К(2-50)), %

    1 /50 2

    KU(1- 50)= и   УЕ Usg,n- 100

    U sg ,1 n=2

    23 С.к.з. n-ой гармонической подгруппы напряжения (до 50 порядка) (Us&n), В

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    24 Суммарный коэффициент гармонических подгрупп напряжения (THDSu), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    25 С.к.з. m-ой интергармонической центрированной подгруппы напряжения (до 50 порядка) (Ugm), В

    ГОСТ 30804.4.30-2013 класс А,

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    26 Угол фазового сдвига между 1-ой (составляющей основной частоты) и n-ой гармонической составляющей напряжения (до 50 порядка) (ф^&п), °

    ГОСТ 8.655-2009

    27 Угол фазового сдвига между напряжениями (фаз-ными/линейными) основной частоты (фи), °

    ГОСТ 8.655-2009

    28 Значение напряжения прямой последовательности (U1), В

    U = 1

    13

    2п      4п

    l&A+e 3 1&в 3 U

    Наименование параметра

    Метод (ГОСТ или расчётная формула для рассчитываемого параметра)

    29 Значение напряжения обратной последовательности (U2), В

    и2 =1

    23

    4п      2п

    U A+e 3 UB+e 3 Uc

    30 Значение напряжения нулевой последовательности (Uo), В

    U - 3|С7a + ub+u с|

    31 С.к.з. силы тока, (I), А

    ГОСТ 8.655-2009

    32 С.к.з. силы тока с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (I(1-50)), А

    1(1-50) = У^ ^sg,n

    n=1

    33 С.к.з. силы тока основной частоты, Др), А

    ГОСТ 8.655-2009

    34 Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности, (K2I), %

    K 2I -^100

    21 I1

    35 Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности, (K0I), %

    K 0. -1- 100

    01 I1

    36 С.к.з. n-ой гармонической подгруппы тока (до 50 порядка) ДдД А

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    37 С.к.з. m-ой интергармонической подгруппы тока (до 50 порядка) (Iisgm)A

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    38 Угол фазового сдвига между 1-ой и n-ой гармонической составляющей фазного тока (фь^), °

    ГОСТ 8.655-2009

    39 Угол фазового сдвига между фазными токами основной частоты (ф), °

    ГОСТ 8.655-2009

    40 Суммарный коэффициент гармонических подгрупп тока (THDSi), отн.ед.

    ГОСТ 30804.4.7-2013 класс I

    41 Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока, (Ki), %

    ГОСТ 8.655-2009

    42 Коэффициент n-ой гармонической составляющей тока до 50 порядка (Ki(n)),%

    ГОСТ 8.655-2009

    43 Значение силы тока прямой последовательности (I1), А

    In     4п

    I + e 3 I + e 3 I

    1A   c     1 B   c     2C

    44 Значение силы тока обратной последовательности (I2), А

    '■ - 3

    4n     2n

    I + e 3 I + e 3 I JA ' c     £В   c     2C

    45 Значение силы тока нулевой последовательности (I0), А

    Л   3 \!A + 1 B + 1 C 1

    46 Угол фазового сдвига между n-ми гармоническими составляющими напряжения и тока (до 50 порядка) (фи^)), °

    ГОСТ 8.655-2009

    47 Угол фазового сдвига между напряжением и током основной частоты (фи), °

    ГОСТ 8.655-2009

    48 Угол фазового сдвига между напряжением и током прямой последовательности (фиш), °

    ГОСТ 8.655-2009

    49 Угол фазового сдвига между напряжением и током обратной последовательности (фиж), °

    ГОСТ 8.655-2009

    50 Угол фазового сдвига между напряжением и током нулевой последовательности (фи0ю), °

    ГОСТ 8.655-2009

    51 Активная мощность (P), Вт

    ГОСТ 8.655-2009

    Наименование параметра

    Метод (ГОСТ или расчётная формула для рассчитываемого параметра)

    52 Активная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (P(1-50)), Вт

    Р(1- 50) = ^ Usg,n' Isg,n C0S фи1 (n)

    n = 1

    53 Активная мощность основной частоты, (Pi), Вт

    P(1)=Usg,1 •hg ,1 COS <PuI

    54 Активная мощность n-й гармонической составляющей (до 50 порядка) (P(n)), Вт

    P(n)   Usg,n Isg,n COS фи1 (n)

    55 Активная мощность прямой последовательности, i(i)), Вт

    Pi=U 1 -11 cos Фи 111

    56 Активная мощность обратной последовательности, (Р 2(1)), Вт

    P2 = U 2 • 12 COS фи 212

    57 Активная мощность нулевой последовательности, owX Вт

    P0 = U0 10 cos фи010

    58 Реактивная мощность (Q), вар

    ГОСТ 8.655-2009

    59 Реактивная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка) (Q (1-50)), вар

    Q(1- 50) = S Usg,n* Isg,n* SIN фи1 (n)

    n = 1

    60 Реактивная мощность основной частоты (Q(i)), вар

    Q(1)=Usg,1 Isg ,1 SIN фш

    61 Реактивная мощность n-ой гармонической составляющей, (Q (n)), вар

    Q(n)=Usg,n^Isg,n^ SIN     (n)

    62 Реактивная мощность прямой последовательности, (Q 1(1)), вар

    Qi=U i I i sin Фи 111

    63 Реактивная мощность обратной последовательности, (Q 2(1)), вар

    Q2 U2 2 SIN <Pu 212

    64 Реактивная мощность нулевой последовательности, (Q 0(1)), вар

    Q0 = U0 10 sIn Vu010

    65 Полная мощность, (S), В^А

    ГОСТ 8.655-2009

    66 Полная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (S(1-50)), В-А

    S (i- 50)= U (i-50)-I (1- 50)

    67 Полная мощность основной частоты, (S(1)), В^А

    S (1)=Usg,1 Isg ,1

    68 Полная мощность n-й гармонической составляющей, (S(n)), В\А

    S = U • I

    S (n) U sg ,n 1 sg, n

    69 Полная мощность прямой последовательности, (S 1(1)), В-А

    S 1=U 1 •I 1

    70 Полная мощность обратной последовательности, (S 2(1)), В-А

    S 2= U 2 •I 2

    71 Полная мощность нулевой последовательности, (S 0(1)), В-А

    S0= Uo-10

    72 Коэффициент мощности, I\\,(cos(p), отн. ед.

    II

    M Аз

    73 Активная энергия, ^р), кВтч

    ГОСТ 31819.22-2012 класс 0,2S

    74 Активная энергия первой гармоники, (W₽(1)), кВтч

    wp(i)=S Р(1Г^

    75 Активная энергия прямой последовательности, (W₽1(1)), кВтч

    WW p 1(1) s P1(1) 'At

    76 Реактивная энергия, (Wq), квар^ч

    ГОСТ 31819.23-2012 класс 1

    77 Реактивная энергия первой гармоники, (Wq(1)), квар^ч

    WQ (1) = S Q(1)

    78 Реактивная энергия прямой последовательности, (Wq1(1)), квар^ч

    WQ 1 (1)=S Q1(1) At

    79 Полная энергия, (Ws), кВ^Ач

    Ws = £ SAt

    80 Полная энергия первой гармоники, (Ws(1)), кВ^А^ч

    WS (1) = S S(1/At

    Наименование параметра

    Метод (ГОСТ или расчётная формула для рассчитываемого параметра)

    81 Полная энергия прямой последовательности, (Wsi(i)), кВ-А-ч

    1 (1 ) = S S1(1)

    82 Синхронизированные векторы напряжения: действующее значение основной гармоники фазного напряжения (Ua, Ub, Uc), В; абсолютный фазный угол напряжения (SUa, SUb, SUc), °

    Стандарт на устройства синхронизированных векторных измерений, класс P

    83 Синхронизированные векторы тока: действующее значение основной гармоники силы тока (Ia, Ib, Ic), А; абсолютный фазный угол силы тока (SIa, SIb, SIc), °

    Стандарт на устройства синхронизированных векторных измерений, класс P

    84 Частота пофазно и прямой последовательности (векторные измерения) (fa, fb, fc, fU1), Гц

    Стандарт на устройства синхронизированных векторных измерений, класс P

    85 Скорость изменения частоты ROCOF (векторные измерения) (dfa/dt, dfb/dt, dfc/dt), Гц/с

    Стандарт на устройства синхронизированных векторных измерений, класс P

    Комплекс также обеспечивает формирование профиля нагрузки (в т.ч. значений минимальной, максимальной и усредненной активной/реактивной мощности) с программируемым временем интегрирования в диапазоне от 1 до 60 мин. с сохранением профилей во внутренней памяти устройств Комплекса.

    При отключении электропитания Комплекс сохраняет настройки конфигурации и накопленные данные в энергонезависимой памяти, функционирование которой не зависит от длительности отсутствия электропитания.

    При восстановлении электропитания Комплекс автоматически восстанавливает работоспособность, включая функционирование интерфейсов передачи данных.

    Синхронизация внутренних часов устройств, входящих в состав Комплекса, осуществляется через коммуникационные интерфейсы по одному из следующих протоколов:

    • -  протокол NTP (обеспечен для ТЭЗ);

    • - протокол PTP (обязателен для синхронизации ПАС).

    Устройства, входящие в состав Комплекса, осуществляют измерение текущего времени в рамках национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU). Возможна как внешняя ручная, так и автоматическая коррекция (синхронизация) внутренних часов при наличии внешней синхронизации. Средства конфигурирования позволяют установить локальный часовой пояс, соответствующий географическому месту установки Комплекса. Внутренние энергонезависимые часы устройств, входящих в состав Комплекса, обеспечивают ведение текущего времени (до тысячных долей секунд включительно) и календарной даты (день, месяц, год) а также возможность автоматического переключения на зимнее/летнее время.

    Настройки, архивы измерений, архивы функции учета электроэнергии, журналы событий хранятся в энергонезависимой памяти устройств, входящих в состав Комплекса, защищенной от несанкционированного изменения и обеспечивающей длительность сохранения информации при отключенном питании не менее 3,5 лет. Во время функционирования обеспечивается ежесуточное тестирование памяти устройств, входящих в состав Комплекса.

    Номенклатура входных аналоговых интерфейсов устройств ПАС в части каналов напряжения и тока:

    • -  входы измерения напряжения, состоящие из трех каналов объединенные в одну группу и рассчитанные на номинальное среднеквадратичное значение фазных/межфазных напряжений приведены в таблице 3.

    • -  входы измерения тока, состоящие из трех каналов и рассчитанные на номинальное среднеквадратичное значение тока приведены в таблице 3.

    Каналы входных аналоговых интерфейсов гальванически изолированы между собой и изолированы от частей Комплекса, доступных для пользователя. Конструкция входных аналоговых интерфейсов обеспечивает надежное механическое крепление и электрических контакт подключаемых проводов.

    Потребляемая мощность по каждому измерительному каналу тока и каждому измерительному каналу напряжения приведены в таблице 8.

    Номенклатура цифровых интерфейсов устройств ТЭЗ:

    • - 2 резервированных коммуникационных интерфейса Ethernet 100/1000BASE-T с поддержкой профилей 9-2 LE и корпоративного профиля ПАО «ФСК ЕЭС».

    Коммуникационные интерфейсы предназначены для подключения к информационным системам для передачи результатов измерений, диагностических данных, данных самоописания, а также выполняют функции служебного интерфейса для выполнения операций конфигурирования, настройки и изменения режимов функционирования, параметрирования средств обеспечения сетевой безопасности. Отдельные функции могут быть заблокированы для использования через указанные пользователем типы коммуникационных интерфейсов. По цифровым интерфейсам обеспечивается возможность дистанционного считывания измерительной информации с метками времени измерения, а также удаленного доступа и параметрирования. При этом Комплекс может также являться инициатором связи.

    Передача данных через коммуникационные интерфейсы не оказывает влияния на выполнение остальных функций Комплекса, включая измерительные функции.

    Результаты измерений и служебная информация доступна через коммуникационные интерфейсы по следующим протоколам:

    • - ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;

    • - передача данных ММS и GOOSE;

    • -  векторные измерения с темпом выдачи кадров СВИ 1,10,25,50 в секунду;

    • - HTTP.

    Открытые международные протоколы связи ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, передача данных ММ3 и GOOSE, векторные измерения с темпом выдачи кадров СВИ 1,10,25,50 в секунду используются Комплексом для передачи текущих результатов измерений, включая параметры электросети, показатели качества электроэнергии (ПКЭ), данные самодиагностики и самоописания. Профили протоколов приведены в эксплуатационной документации на Комплекс.

    Протокол HTTP используется для реализации встроенного WEB сервера, обеспечивающего удобный доступ к данным измерений, средствам конфигурирования и прочим данным о Комплексе и устройств, входящих в состав Комплекса. Доступ к WEB серверу обеспечивается через коммуникационные интерфейсы типа Ethernet при использовании стандартных средств просмотра HTTP ресурсов (браузеры). Описание WEB интерфейса приведено в соответствующей эксплуатационной документации.

    Специализированный протокол передачи данных предназначен для:

    • -  передачи текущих результатов измерений;

    • - передачи накопленных данных измерений;

    • -  передачи журналов событий;

    • -  передачи статистической информации;

    • -  передачи данных самоописания;

    • -  обеспечения средств конфигурирования и настройки, включая средства обеспечения сетевой безопасности.

    Доступ к Комплексу через специализированный протокол передачи данных осуществляется с использованием дополнительного программного обеспечения, поставляемого изготовителем.

    В Комплексах обеспечивается ведение «журнала событий», с возможностью хранения не менее 1000 записей с фиксацией даты и времени наступления и окончания событий, в том числе:

    • -  изменение конфигурации;

    • - формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

    • -  факт коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени на которую было скорректировано устройство;

    • - нарушение фазировки;

    • -  снятие пароля;

    • - факт связи со счетчиком, приведшим к изменению данных;

    • -  попытка несанкционированного доступа (снятие пломбы);

    • -  отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

    • - нарушение синхронизации в потоке SV;

    • -  пропадание потока SV.

    Маркировка соответствует требованиям ГОСТ 25372-95 и ГОСТ 31818.11-2012

    Комплекс является восстанавливаемым изделием. Ремонт осуществляется изготовителем, либо уполномоченным им сервисным центром. Среднее время восстановления работоспособности Комплекса путем замены из ЗИП, включая конфигурирование, не превышает 2 часов.


    Таблица 8 -

    Наименование

    Обозначение

    Количество

    Комплекс (заводской № 001)

    ПТК УККЭ

    1 шт.

    Паспорт

    КМБТ.137.102 ПС

    1 экз.

    Руководство по эксплуатации

    КМБТ.137.102 РЭ

    1 экз.

    Методика поверки

    КМБТ.137.102 МП

    1 экз.

    Программное обеспечение

    -

    1 экз. 1)

    Примечание

    1) поставляется на CD/DVD носителе


    Номинальные значения и диапазоны измеряемых входных сигналов напряжения, тока и частоты приведены в таблице 3. Указанные в таблице 3 характеристики относятся к измерительным каналам ИК ПАС и ИК ПАС+ТЭЗ.

    Таблица 3 - Номинальные значения и диапазоны измеряемых входных сигналов напряжения, тока и частоты

    Наименование характеристики

    Значение

    Номинальное значение напряжения (с.к.з.):

    100

    400

    - фазное (иф.ном), В

    иф.ном = 57,73

    иф.ном = 230

    - линейное (междуфазное) (ил.ном), В

    ил.ном = 100

    ил.ном = 400

    Номинальное значение силы переменного тока (с.к.з.) (1ном), А

    1ном 1 или 1ном 5

    Диапазон преобразований и измерений с.к.з. напряжения (фазное/линейное) переменного тока, В

    (от 0,01 до 2,0)^иф/л.ном

    Диапазон преобразований и измерений с.к.з. силы переменного тока, А

    (от 0,01 до 1,5)-1ном

    Диапазон преобразований и измерений частоты основной гармоники переменного тока, Г ц

    от 42,5 до 57,5

    Пределы допускаемой основной погрешности измерений показателей качества электрической энергии (ПКЭ) соответствуют значениям, приведенным в таблице 4. Указанные в таблице 4 характеристики относятся к измерительным каналам ИК ТЭЗ и ИК ПАС+ТЭЗ.

    Таблица 4 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений показателей качества электрической энергии и электрических величин

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Среднеквадратическое значение напряжения (U), В

    (от 0 до 2,0) ином

    Y = ±0,1 %

    Положительное отклонение напряжения (5Ц+)), % 2)

    от 0 до 100

    A = ±0,1

    Отрицательное отклонение напряжения (6U(-)), % 2)

    от 0 до 90

    A = ±0,1

    Частота (f), Гц

    от 42,5 до 57,5

    A = ±0,01

    Отклонение частоты (Af), Г ц

    от -7,5 до 7,5

    A = ±0,01

    Кратковременная доза фликера (Pst), отн.ед.

    от 0,2 до 10

    6 = ±5 %

    Длительная доза фликера (Pit), отн.ед.

    от 0,2 до 10

    6 = ±5 %

    Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения до 50 порядка (Ku(n)), % 3)

    от 0,05 до 30

    A = ±0,05 (Ku(n) < 1 %)

    6 = ±5,0 % (1%<Ku(n)<30%)

    Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) (Ku), %

    от 0,1 до 30

    A = ±0,05

    (0,1%< Ku <1%)

    6 = ±5,0 % (1%< Ku <30%)

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (Ku), %

    от 0 до 20

    А = ±0,15

    Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (Ku), %

    от 0 до 20

    А = ±0,15

    Длительность провала напряжения (Atn), с

    от 0,02 до 60

    А = ±0,02

    Глубина провала напряжения (бип), %

    от 10 до 99

    А = ±0,2

    Длительность прерывания напряжения (А^рер), с

    от 0,02 от 60

    А = ±0,02

    Длительность временного перенапряжения (А1пер.), с

    от 0,02 до 60

    А = ±0,02

    Коэффициент временного перенапряжения (Кер), отн.ед.

    от 1,1 до 2,0

    А = ±0,002

    Установившееся отклонение напряжения, (6Uy), % 2)

    от -90 до 100

    А = ±0,1

    Напряжение, меньшее номинала, Um(-), в2)

    (от 10 до 100) % от

    ином

    Y = ±0,1 %

    Напряжение, большее номинала, Um(+),B2)

    (от 100 до 200) % от

    ином

    Y = ±0,1 %

    С.к.з. напряжения основной частоты (U(i)), В

    (от 10 до 150) % от

    ином

    Y = ±0,1 %

    С.к.з. напряжения с учетом гармонических составляющих от i до n (до 50 порядка) (U(i-50)), В 3)

    (от 0,1 до 2,0) ином

    Y = ±0,1 %

    Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (THDu(2-50)) (Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения с учетом влияния всех гармоник до 50 порядка)

    от 0,001 до 0,3

    А = ±0,05

    0,001 < THDu(2-50) <

    0,01

    6 = ±5,0 %

    0,01 < THDu (2-50) <

    0,3

    С.к.з. n-ой гармонической подгруппы напряжения (до 50 порядка) (Usgn), В 3) 5)

    (от 0 до 0,3>ином

    Y = ±0,05 %

    Usg,n<0,01 ином

    6 = ±5 %

    Usg,n>0,01 ином

    Суммарный коэффициент гармонических подгрупп напряжения (THDSu), отн.ед.

    от 0,001 до 0,3

    А = ±0,0005

    0,001< THDSu < 0,01

    6 = ±5 %

    0,01< THDSu < 0,3

    С.к.з. m-ой интергармонической центрированной подгруппы напряжения (до 50 порядка) (Uisg,m), В i0) 6)

    (от 0 до 0,3>ином

    Y = ±0,05 %

    Uisg,m<0,01 ином

    6 = ±5 %

    Uisg,m>0,01 ином

    Угол фазового сдвига между 1-ой (составляющей основной частоты) и n-ой гармонической составляющей напряжения (до 50 порядка) (9usg,n), ° 3)

    от -180° до 180°

    А = ±1

    Ku(n) > 5

    А = ±5

    1 < Ku(n) < 5

    А = ±10

    0,2 < Ku(n) < 1

    Угол фазового сдвига между напряжениями (фазными/линейными) основной частоты (фи), °

    от -180° до 180°

    А = ± 0,1

    0Лиф/л.ном < иф/л <

    < 1,2^иф/л.ном

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Значение напряжения прямой последовательности (U1), В

    (от 0,01 до 1,5)-ином

    Y = ±0,15 %

    Значение напряжения обратной последовательности (U2), В

    (от 0,01 до 1,5)-ином

    Y = ±0,15 %

    Значение напряжения нулевой последовательности (U0), В

    (от 0,01 до 1,5)-ином

    Y = ±0,15 %

    С.к.з. силы тока, (I), А

    (от 0,01 до 1,5)-1иом

    Y = ±0,1 %

    С.к.з. силы тока с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (1(1-50)), А 3)

    (от 0,01 до 1,5)-1иом

    Y = ±0,1 %

    С.к.з. силы тока основной частоты, (Ы А

    (от 0,01 до 1,5)-1иом

    Y = ±0,1 %

    Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности, (К21), %

    от 0 до 20

    Д = ±0,15

    Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности, (K01), %

    от 0 до 20

    Д = ±0,15

    С.к.з. n-ой гармонической подгруппы тока (до 50 порядка) (Isg,n), А 3) 8)

    (от 0 до 0,3)-1иом

    Y = ±0,15 %

    Isg,n < 0,03<1ном

    6 = ±5 %

    Isg,n > 0,03<1ном

    С.к.з. m-ой интергармонической подгруппы тока (до 50 порядка) (Isgm), А 4) 9)

    (от 0 до 0,3)-1иом

    Y = ±0,15 %

    I isg,m < 0,03^ном

    6 = ±5 %

    I isg,m>0,03•Iном

    Угол фазового сдвига между 1-ой (составляющей основной частоты) и n-ой гармонической составляющей фазного тока (фь&п), ° 3)

    от -180° до 180°

    Д = ±1

    Kl(n) > 5

    Д = ±5

    1 < Ki(n) < 5

    Д = ±10

    0,2 < Ki(n) < 1

    Угол фазового сдвига между фазными токами основной частоты (ф(), °

    от -180° до 180°

    Д = ±0,5

    0,01<!ном < I < 1,2<!ном

    Суммарный коэффициент гармонических подгрупп тока (THDSi), отн.ед.

    от 0,001 до 0,6

    Д = ±0,0015

    0,001 < THDSi < 0,03

    6 = ±5 %

    0,03< THDSi < 0,6

    Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока

    (THDI) (Коэффициент искажения

    синусоидальности кривой тока)

    от 0,001 до 0,6

    Д = ±0,0015

    0,001 < THDI < 0,03

    6 = ±5 %

    0,03 < THDI < 0,6

    Коэффициент п-ой гармонической составляющей тока до 50 порядка (Kl(n)),

    % 3)

    от 0,05 до 30

    при 2 < п < 10

    от 0,05 до 20

    при 10 < n < 20

    от 0,05 до 10

    при 20 < n < 30

    от 0,05 до 5

    при 30 < п < 50

    Д = ±0,15 %

    Ki(n) < 3,0 %

    6 = ±5,0 %

    Ki(n) > 3,0 %

    С.к.з. силы тока прямой последовательности (Ii), А

    (от 0,01 до 1,5)-1иом

    Y = ±0,15 %

    С.к.з. силы тока обратной последовательности (I2), А

    (от 0,01 до 1,5)-1иом

    Y = ±0,15 %

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    С.к.з. силы тока нулевой последовательности (I0), А

    (от 0,01 до 1,5)-1ном

    Y = ±0,15 %

    Угол фазового сдвига между n-ми гармоническими составляющими напряжения и тока (до 50 порядка) (фи1(п)), ° 3)

    от -180° до 180°

    Д = ±3

    0,5<1ном < I < 1,2-Ьюм

    Ki(n) > 5, Ku(n) > 5

    Д = ±5

    0,5<1ном < I < 1,2-Ьюм

    1 < KI(n) < 5

    1 < Ки(п) < 5

    Д = ±5

    0,1-1ном < I < 0,5-1ном

    Ki(n) > 5

    Ku(n) > 5

    Угол фазового сдвига между напряжением и током основной частоты (фи), °

    от -180° до 180°

    Д = ±0,5

    0,8/ином < U<

    1,2^ном

    0,14ном < I< 1,2^1ном

    Д = ±5

    0,8/ином < U<

    1,2^ном

    0,0Ыном < I < 0,Ыном

    Угол фазового сдвига между напряжением и током прямой последовательности (фиш), °

    от -180° до 180°

    Д = ±0,5

    0,8/ином < U<

    1,2^ном

    0,14ном < I< 1,2^ном

    Д = ±5

    0,8/ином < U<

    1,2^ном

    0,0Ыном < I < 0,Ыном

    Угол фазового сдвига между напряжением и током обратной последовательности (фшп), °

    от -180° до 180°

    Д = ±0,5

    0Лином < U<

    1,2^ном

    0,14ном < I< 1,2^ном

    Д = ±5

    0Лином < U<

    1,2^ном

    0,0Ыном < I < 0,Ыном

    Угол фазового сдвига между напряжением и током нулевой последовательности (фиою), °

    от -180° до 180°

    Д = ±0,5

    0Лином < U<

    1,2^ном

    0,14ном < I< 1,2^ном

    Д = ±5

    0Лином < U<

    1,2^ном

    0,0Ыном < I < 0,Ыном

    Наименование характеристики

    Диапазон

    Измерений

    ПреДелы

    ДОпускаемОй пОгрешнОсти измерений 1)1 4)

    ДОпОлнительные

    УслОвия

    Активная мощность (P), Вт

    (от 0,01 ДО 1,5)^Uhom^Ihom

    8 = ±0,4 %

    0,8-Ubom < U< 1,2-Uhom

    0,01-Ihom < I <

    0,05-Ibom

    Kp = 1, где Kp = P/S

    6 = ±0,2 %

    0,8-Ubom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ibom < I < 1,5-Ihom Kp = 1

    8 = ±0,5 %

    0,8-Ubom < U< 1,2-Uhom 0,02-Ihom < I < 0,1-Ibom Kp = 0,5 (инд.)

    Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,3 %

    0,8Ubom < U<

    1,2^Ubom

    0,PIbOM < I < 1,5^1вом Kp = 0,5 (инд.)

    Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,5 %

    0,8Ubom < U<

    1,2^Ubom

    0,PIbOM < I < 1,5^1вом Kp = 0,25 (инд.)

    Kp = 0,5 (емк.)

    Активная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (P(1-50)), Вт 3)

    (ОТ 0,01 ДО 1,5)^Uhom^Ihom

    6 = ±0,4 %

    0,8Ubom < U<

    1,2-Uhom

    0,01-Ihom < i <

    0,05-Ibom Kp = 1, где Kp = P/S

    6 = ±0,2 %

    0,8Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ibom < I < 1,5"Ibom

    Kp = 1

    6 = ±0,5 %

    0,8Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,02-Ibom < I < 0,1-Ibom Kp = 0,5 (инд.)

    Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,3 %

    0,8-Ubom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhOM < I < 1,5^1ном Kp = 0,5 (инд.) Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,5 %

    0,8Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhOM < I < 1,5^1ном Kp = 0,25 (инд.)

    Kp = 0,5 (емк.)

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Активная мощность основной частоты, (P1), Вт

    (от 0,01 до 1,5)^ином^1ном

    8 = ±0,4 %

    0,8-ином < U<

    1,2^ином

    0,01-Ьюм < I <

    0,05^1ном

    Кр = 1, где Кр = P/S

    6 = ±0,2 %

    0,8-ином < U<

    1,2^ином

    0,05^ном < I < 1,5-1ном

    Кр = 1

    8 = ±0,5 %

    0,8-ином < и<

    1,2^ином

    0,02-1ном < I < 0,1-1ном КР = 0,5 (инд.) Кр = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,3 %

    0,8-ином < и< 1Жм 0,Р1ном < I < 1,5^1ном КР = 0,5 (инд.)

    Кр = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,5 %

    0,8-ином < и< 1Жм 0,1^!ном < I < 1,5^ом Кр = 0,25 (инд.)

    Кр = 0,5 (емк.)

    Активная мощность n-й гармонической составляющей (до 50 порядка) (P(n)), Вт3)

    (от 0,003 до

    1,5)^ином^!ном

    6 = ±10 %

    KI(n) > 5

    Ku(n) > 5

    Активная мощность прямой последовательности, (Р 1(1)), Вт

    (от 0,01 до 1,5)^ином^1ном

    6 = ±0,5 %

    Активная мощность обратной последовательности, (Р 2(1)), Вт

    (от 0,01 до 1,5)^ином^1ном

    6 = ±0,5 %

    Активная мощность нулевой последовательности, (Р 0(1)), Вт

    (от 0,01 до 1,5)^ином^1ном

    6 = ±0,5 %

    Наименование характеристики

    Диапазон

    Измерений

    ПреДелы

    ДОпускаемОй пОгрешнОсти измерений 1)1 4)

    ДОпОлнительные

    УслОвия

    Реактивная мощность (Q), вар

    (от 0,01 ДО 1,5)^Uhom^Ihom

    6 = ±1,5 %

    0,8/Лном < U<

    1,2-Uhom

    0,02-Ihom < I <

    0,05-Ihom sin фи = 1

    6 = ±1,0 %

    0,8/Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ihom < I < 1,5"Ihom sin фи = 1

    6 = ±1,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ihom < I < 0,1-Ihom sin фи = 0,5

    6 = ±1,0 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom 0,PIhOM < I < 1,5^1ном sin фи = 0,5

    6 = ±1,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhOM < I < 1,5^IhOM sin фи = 0,25

    Реактивная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка) (Q (1-50)), вар 3)

    (ОТ 0,01 ДО 1,5)^Uhom^Ihom

    6 = ±1,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,02-Ihom < I <

    0,05-Ihom sin фи = 1

    6 = ±1,0 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ihom < I < 1,5"Ihom sin фи = 1

    6 = ±1,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05-Ihom < I < 0,1-Ihom sin фи = 0,5

    6 = ±1,0 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhOM < I < 1,5^IhOM sin фи = 0,5

    6 = ±1,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhOM < I < 1,5^IhOM sin фит = 0,25

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений i) 4)

    Дополнительные Условия

    Реактивная мощность основной частоты (Q (1)), вар

    (от 0,0i до !,5)^^^"ном^1ном

    6 = ±i,5 %

    0,8 ином < и< i,2

    0,021ном < I < 0,05 1ном sin фи = i

    6 = ±i,0 %

    0,8-ином < U<

    ^2^ином 0,05^1ном < I < ^"Ьом sin фи = i

    6 = ±i,5 %

    0,8-ином < U<

    ^2^ином

    0,05-1ном < I < 0,Ыном sin фи = 0,5

    6 = ±i,0 %

    0,8-Цюм < U< ^Шм 0,Р1ном < I < ^5^1ном sin фит = 0,5

    6 = ±i,5 %

    0Лим < и< ^Шм 0Д^ном < I < ^^ном sin фи = 0,25

    Реактивная мощность n-ой гармонической составляющей, (Q (П)), вар 3)

    (от 0,003 до

    1,5)•UнOм•IнOM

    6 = ±i0 %

    KI(n) > 5

    Ки(П) > 5

    Реактивная мощность прямой последовательности, (Q 1(1)), вар

    (от 0,0i до !,5)^^3'ном^1ном

    6 = ±5 %

    Реактивная мощность обратной последовательности, (Q 2(1)), вар

    (от 0,0i до 0,!)^^3'ном^1ном

    6 = ±5 %

    Реактивная мощность нулевой последовательности, (Q 0(1)), вар

    (от 0,0i до 0,!)^^3'ном^1ном

    6 = ±5 %

    Полная мощность, S, 1АА

    (от 0,0i до !,5)^^3'ном^1ном

    6 = ±0,5 %

    0,8-ином < и< ^Шм 0,0Ыном < I < и^ном

    Полная мощность с учетом гармонических составляющих от 1 до n (до 50 порядка), (S(i-50)), В-А 3)

    (от 0,0i до !,5)^^3'ном^1ном

    6 = ±0,5 %

    0,8-ином < и< ^Шм 0,0Ыном < I < и^ном

    Полная мощность основной частоты, (S(i)), В-А

    (от 0,0i до !,5)^^3'ном^1ном

    6 = ±0,5 %

    0,8-ином < и< ^Шм 0,0Ыном < I < и^ном

    Полная мощность n-й гармонической составляющей, (S(n)), В-А

    (от 0,003 до

    0,!)^ином^!ном

    6 = ±i0 %

    KI(n) > 5

    Ки(П) > 5

    Полная мощность прямой последовательности, (S i(i)), В-А

    (от 0,0i до !,5)^^3'ном^1ном

    6 = ±5 %

    Полная мощность обратной последовательности, (S 2(1)), В-А

    (от 0,0i до 0ДУином^1ном

    6 = ±5 %

    Полная мощность нулевой последовательности, (S 0(i)), В-А

    (от 0,0i до 0ДУином^1ном

    6 = ±5 %

    Коэффициент мощности, I\\,(cos ф), отн. ед.

    от -i до i

    Д = ±0,01

    0,8-ином < и< ^Шм

    0,0Ыном < I< ^^ном

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Активная энергия, Wp, кВтч

    8 = ±0,4 %

    0,8/Лном < U<

    1,2-Uhom

    0,01-Ihom < I <

    0,05-Ihom

    Kp = 1, где Kp = P/S

    6 = ±0,2 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05^Ihom < I < 1,5-Ihom

    Kp = 1

    8 = ±0,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,02-Ihom < I < 0,1-Ihom Kp = 0,5 (инд.) Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,3 %

    0,8^Uhom < U< 1,2^Uhom 0,PIhom < I < 1,5^Ihom Kp = 0,5 (инд.) Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhom < I < 1,5^Ihom

    Kp = 0,25 (инд.)

    Kp = 0,5 (емк.)

    Активная энергия первой гармоники, Wp(i), кВтч

    6 = ±0,4 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,01-Ihom < I <

    0,05^Ihom

    Kp = 1, где Kp = P/S

    6 = ±0,2 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,05^Ihom < I < 1,5-Ihom

    Kp = 1

    6 = ±0,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2-Uhom

    0,02-Ihom < I < 0,1"Ihom Kp = 0,5 (инд.) Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,3 %

    0,8^Uhom < U< 1,2^Uhom 0,PIhom < I < 1,5^Ihom Kp = 0,5 (инд.) Kp = 0,8 (емк.)

    6 = ±0,5 %

    0,8^Uhom < U<

    1,2^Uhom

    0,PIhom < I < 1,5^Ihom Kp = 0,25 (инд.) Kp = 0,5 (емк.)

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Активная энергия прямой последовательности, Wpi(i), кВт^ч

    6 = 5 %

    Реактивная энергия, Wq, квар^ч

    6 = ±1,5 %

    0,8/Пном < и<

    1,2^ином

    0,02-1ном < I < 0,05-1ном sin фи = 1

    6 = ±1,0 %

    0,8/Лном < U<

    1,2^ином

    0,05^1ном < I < 1,5-Ьюм sin фи = 1

    6 = ±1,5 %

    0,8/Лном < U<

    1,2^ином

    0,05-Ьюм < I < 0,1-Ьюм sin фи = 0,5

    6 = ±1,0 %

    0,8 ином < U< 1,2 ином 0,Р1ном < I < 1,5^1ном sin фит = 0,5

    6 = ±1,5 %

    0,8-ином < U< 1Жм 0,1^ном < I < 1,5^ном sin фи = 0,25

    Реактивная энергия первой гармоники, Wq(i), квар^ч

    6 = ±1,5 %

    0,8-ином < и<

    1,2^ином

    0,02<[ном < I <

    0,05^ном

    sin фи = 1

    6 = ±1,0 %

    0Лином < и< 1,2^ином 0,05^ном < I < 1,5-Ьюм sin фи = 1

    6 = ±1,5 %

    0Лином < и<

    1,2^ином

    0,05^ном < I < 0,1-]ном sin фи = 0,5

    6 = ±1,0 %

    0,8 ином < и< 1,2 ином

    0,Ином < I < 1,5 Хном sin фи = 0,5

    6 = ±1,5 %

    0Лим < и<

    1Жм

    0,1^Хном < I < 1,5^ном sin фи = 0,25

    Реактивная энергия прямой последовательности, Wqi(1), квар^ч

    6 = ±5 %

    Полная энергия, Ws, кВ-А-ч

    6 = ±0,5 %

    0Лим < и<

    1Жм

    0,0Ыном < I < Ь^Ином

    Наименование характеристики

    Диапазон Измерений

    Пределы допускаемой погрешности измерений 1) 4)

    Дополнительные Условия

    Полная энергия первой гармоники,

    Ws(i), кВ-А-ч

    6 = ±0,5 %

    0,8/Пном < U<

    1,2^Сном

    0,0Ыном < I < 1>1ном

    Полная энергия прямой последовательности, Wsi(i), кВ^А^ч

    6 = ±5 %

    • 1) Обозначение погрешностей: Д - абсолютная; 6, % - относительная; у, % - приведенная

    • 2) Относительно ин равного номинальному ин или согласованному исогл значению напряжения по ГОСТ 32144-2013

    • 3) Номер гармонической подгруппы n от 2 до 50 порядка в соответствии с ГОСТ 30804.4.7-2013

    • 4) При использовании в качестве входных данных цифрового потока, указанные характеристики действительны для профиля с количеством выборок 256 или 288 на период.

    • 5) Среднеквадратическое значение напряжения гармонических составляющих U(n)

    • 6) Среднеквадратическое значение напряжения интергармонических составляющих U(h)

    • 7) Пределы допускаемой приведенной погрешности в диапазоне измерения (0... 1,5)-1ном

    • 8) Среднеквадратическое значение n-й гармонической составляющей тока In)

    • 9) Среднеквадратическое значение h-й интергармонической составляющей тока Ih)

    • 10) Номер интергармонической подгруппы m от 1 до 49 в соответствии с ГОСТ 30804.4.7-2013

    Перечень метрологических характеристик при измерении электрических величин приведен в таблице 5. Указанные в таблице 5 характеристики относятся к измерительным каналам Комплекса.

    Таблица 5 - Метрологические характеристики при измерении электрической энергии

    Наименование характеристики

    Значение

    Количество выборок за период (приём 1), передача 2)):

    • - профиль 9-2 LE

    • - корпоративный профиль ПАО «ФСК ЕЭС»

    256

    288

    Погрешность хода часов, c/сут, при 25 °С, при питании от резервной батареи, не более

    ±1

    Отклонение времени внутренней синхронизации от всемирного координированного времени UTC при наличии внешней синхронизации по протоколу PTP, мкс, не более 1)

    ±1 (PTP)

    Время преобразования сигнала, мкс, не более 1)

    100

    Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью (цепи измерения силы тока), В^А, не более 1)

    1,0

    Полная мощность, потребляемая каждой параллельной цепью (цепи измерения напряжения), В^А, не более 1)

    1,0

    Активная энергия принятая (A+) по n-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности

    0,2S по ГОСТ 31819.22-2012

    Активная энергия отданная (A-) по п-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности

    0,2S по ГОСТ 31819.22-2012

    Активная энергия суммарная ((A+)+(A-)) по п-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности

    0,2S по ГОСТ 31819.22-2012

    Реактивная энергия по r-ому квадранту (Qr) (r = 1, 2, 3 или 4) по п-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012

    Реактивная энергия принятая (R+ = Q1+Q2) по п-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012

    Наименование характеристики

    Значение

    Реактивная энергия отданная (R- = Q3+Q4) по n-ому тарифу (п = 1, 2,   4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012

    Реактивная энергия суммарная ((R+)+(R-)) по п-ому тарифу (п = 1, 2, ..., 4, 0 - суммарно по тарифам) 2)

    В соотв. с классом точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012

    Время усреднения при измерении приращения энергии (интервал учета), мин 2)

    1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60

    Стартовый ток (чувствительность) при учете активной энергии, А

    0,001-1ном

    Стартовый ток (чувствительность) при учете реактивной энергии, А

    0,002-!ном

    • 1) Метрологические характеристики при измерении электрической энергии ИК ПАС

    • 2) Метрологические характеристики при измерении электрической энергии ИК ТЭЗ, ИК ПАС+ТЭЗ

    Пределы допускаемой основной погрешности измерений векторных параметров (функция УСВИ) согласно классу P (в аналоговом или цифровом виде) соответствуют значениям, приведенным в таблице 6.

    Таблица 6 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений векторных параметров

    Влияющий параметр

    Диапазон изменения входного параметра

    Пределы допускаемой погрешности измерений векторных параметров (УСВИ) 1) 2)

    В статических условиях 3)

    Частота f, Гц

    от 46 до 52

    TVE < 1 % (6) FE < 0,005 Гц (Д) RFE < 0,4 Гц/c (Д) абсолютная погрешность измерения фазового угла

    Дф < 0,1 (Д)

    Напряжение U, В

    (от 0,2 до 1,2) ином

    Ток I, А

    (от 0,1 до 1,5) 1ном

    Фазовый угол ф, рад

    от - п до +п

    Коэффициент п-й гармонической составляющей (от 2 до 50 гармоники) KU(n) (единичная гармоника)

    0,01 ином

    В динамических условиях 3)

    Модуляция амплитуды и фазы вектора (отдельно)

    fm = 0,1..2 Гц

    пага= 0,2 Гц)

    При Fs > 25: TVE < 3 % (6); FE < 0,06 Гц (Д);

    RFE < 2,3 Гц/c (Д)

    При Fs < 10: TVE < 3 % (6); FE < 0,03 Гц (Д);

    RFE < 0,6 Гц/c (Д)

    Линейное изменение частоты

    f = 46..52 Гц (df/dt = ±1 Гц/с)

    TVE < 1 % (6); FE < 0,01 Гц (Д);

    RFE < 0,4 Гц/c (Д); интервал исключения, с: большее из (2/Fs, 0,04 c)

    Влияющий параметр

    Диапазон изменения входного параметра

    Пределы допускаемой погрешности измерений векторных параметров (УСВИ) 1) 2)

    Скачкообразное изменение амплитуды и фазы (отдельно)

    амплитуда: ± 10 %

    (ka=0,1)

    фаза: ±10 ° (kx=±n/18)

    TVE < 1 % (6) при Тотклика = 0,04 с FE < 0,005 Гц (д) при Тотклика = 0,09 с

    RFE < 0,4 Гц/c (Д) при Тотклика = 0,12 с

    Треакции < 0,25/Fs с перерегулирование £ < 5 %

    • 1) Обозначение погрешностей: Д - абсолютная; 6, % - относительная; у, % - приведенная

    • 2) Параметры TVE, FE, RFE, Fs, Тотклика, Треакции, £ согласно стандарта на устройства синхронизированных векторных измерений.

    • 3) Условия тестирования задаются согласно стандарта на устройства синхронизированных векторных измерений.

    Пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности при измерении параметров, за исключением значений энергии, не превышают 0,5 пределов допускаемой основной погрешности на каждые 10 °С отклонения температуры окружающей среды от нормального значения. Указанные пределы дополнительной температурной погрешности при измерении параметров относятся к измерительным каналам ИК ПАС и ИК ПАС+ТЭЗ.

    Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений ПКЭ и электрических параметров обусловленной воздействием внешнего однородного постоянного или переменного (синусоидального изменяющегося во времени) магнитного поля напряженностью до 0,4 кА/м при самом неблагоприятном направлении и фазе магнитного поля, для соответствующего показателя КЭ или электрического параметра не превышают 0,5 предела допускаемой основной погрешности измерения соответствующего параметра.

    Для измерительных каналов ИК ТЭЗ дополнительные погрешности, вызванные влиянием температуры, влажности, внешних магнитных полей, отсутствуют.

    Таблица 7 - Основные технические характеристики Комплекса.

    Наименование характеристики

    Значение

    Отклонение времени внутренних часов от всемирного координированного времени UTC при наличии внешней синхронизации по указанному протоколу, мс, не более

    ±20

    Отклонение времени внутренних часов устройств, входящих в состав Комплекса, от астрономического при наличии внешнего источника синхронизации NTP не превышает, мс, не более

    ±20

    Отклонение времени внутренних часов устройств, входящих в состав Комплекса, от астрономического при наличии внешнего источника синхронизации РТР не превышает, мкс, не более

    ±1

    Характеристики входов электропитания (основного и резервного):

    устройства ПАС, В

    переменного тока (50 ± 0,5) Гц

    от 90 до 264

    постоянного тока

    от 130 до 370

    устройства ТЭЗ переменного тока частотой (50 ± 0,5) Гц

    от 90 до 264

    Наименование характеристики

    Значение

    Потребляемая мощность по входам питания, не более устройства ПАС

    от цепи питания переменного тока, В^А

    10

    от цепи питания постоянного тока, Вт устройства ТЭЗ

    10

    от резервированного блока питания шасси, Вт

    5

    Диапазон рабочих температур, °С устройства ПАС

    от - 10 до + 55

    устройства ТЭЗ

    от - 5 до + 40

    Относительная влажность воздуха при 25 °С, %, не более

    90

    Предельный диапазон температур хранения и транспортирования, °С

    от - 50 до + 55

    Атмосферное давление, кПа

    от 70 до 106,7

    Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более: устройства ПАС

    220x200x100

    устройства ТЭЗ

    88 x 120 x 50

    Масса устройств, кг, не более устройства ПАС

    0,500

    устройства ТЭЗ

    0,200

    Средняя наработка на отказ, ч

    150 000

    Средний срок службы, лет, не менее

    25

    Объем памяти и алгоритмы хранения обеспечивают глубину хранения полученных данных не менее 90 суток для ПКЭ, включая результаты измерений и вычислений на интервалах времени, определенных ГОСТ 32144-2013, статистических характеристик по ГОСТ 32144-2013, а также результатов усреднения непрерывно измеряемых контролируемых параметров на интервалах 1 и 30 минут.

    Объем памяти и алгоритмы хранения обеспечивают глубину хранения не менее 90 суток для данных учета электроэнергии за 30 минутные и суточные интервалы времени и не менее 3 лет для данных учета электроэнергии за месяц.


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель