Номер по Госреестру СИ: 85779-22
85779-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЛМК-Урал" г. Нижние Серги
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЛМК-Урал» г. Нижние Серги (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «BeeDotNet», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «BeeDotNet» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «BeeDotNet».
ПО «BeeDotNet» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
Сервер сбора данных IServer.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
B7EF1211A7F1E8F8E 24ADC9E6A211B73 | |
Модуль конфигурирования комплекса IManager.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
F485A75F6D8E52689 77FE5F7B840EC97 | |
Модуль анализа результатов измерений IClient.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
D2A98BBFF0C4310F A5F645784E8CE951 | |
Служба передачи информации системы учета IXmlSender.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
0A7C21FF0E3015778 136E725FCA3881B |
MD5 |
Служба резервного копирования IBackup.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
AEE71D232279C3CE 7AB9C524D2A5609B | |
Служба коммуникаций комплекса IService.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
E463DE32D9A62BDE ED33B012C40E13D4 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЛМК-Урал» г. Нижние Серги, аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 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;
ПравообладательАкционерное общество «НЛМК-Урал» (АО «НЛМК-Урал»)
ИНН 6646009256
Адрес: 623280, Свердловская обл., г. Ревда, ул. К-Либкнехта, 3
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее - РСТВ), программное обеспечение (далее - ПО) «BeeDotNet» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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.
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 БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена РСТВ, принимающим эталонные сигналы частоты и времени (ЭСЧВ) от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS для формирования и хранения шкалы времени (ШВ), синхронизированной с национальной шкалой времени UTC (SU), а также для выдачи информации о текущих значениях даты и времени. РСТВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени РСТВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер № 1022 указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество шт./экз. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
Трансформатор тока |
TG145 N |
6 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
3 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СВЭЛ-10 |
10 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
СРВ 123 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.04 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.13 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
Программное обеспечение |
«BeeDotNet» |
1 |
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1022 ПФ |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее - РСТВ), программное обеспечение (далее - ПО) «BeeDotNet» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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.
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 БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена РСТВ, принимающим эталонные сигналы частоты и времени (ЭСЧВ) от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS для формирования и хранения шкалы времени (ШВ), синхронизированной с национальной шкалой времени UTC (SU), а также для выдачи информации о текущих значениях даты и времени. РСТВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени РСТВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер № 1022 указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «BeeDotNet», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «BeeDotNet» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «BeeDotNet».
ПО «BeeDotNet» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
Сервер сбора данных IServer.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
B7EF1211A7F1E8F8E 24ADC9E6A211B73 | |
Модуль конфигурирования комплекса IManager.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
F485A75F6D8E52689 77FE5F7B840EC97 | |
Модуль анализа результатов измерений IClient.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
D2A98BBFF0C4310F A5F645784E8CE951 | |
Служба передачи информации системы учета IXmlSender.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
0A7C21FF0E3015778 136E725FCA3881B |
MD5 |
Служба резервного копирования IBackup.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
AEE71D232279C3CE 7AB9C524D2A5609B | |
Служба коммуникаций комплекса IService.exe |
не ниже 1.0.0.0 |
E463DE32D9A62BDE ED33B012C40E13D4 |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
РСТВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
TG145 N Кл.т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30489-05 |
СРВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 15853-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 | |
2 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
TG145 N Кл.т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30489-05 |
СРВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 15853-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 |
3 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ ЦРП-1 6 кВ, 2С 6 кВ, яч.10, КЛ-6 кВ ф. Связь |
ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт 200/5 Рег. № 70106-17 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ ЦРП-1 6 кВ, 1С 6 кВ, яч.1, КЛ-6 кВ ф. Город 1 |
ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 70106-17 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
активная реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 1,5 ± 2,7 |
5 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ ЦРП-1 6 кВ, 1С 6 кВ, яч.15, КЛ-6 кВ ф. Город 2 |
ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 70106-17 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 1,5 ± 2,7 | |
6 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ Компрессорная 6 кВ, 1С 6 кВ, яч.6, КЛ-6 кВ ф. Загорная |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 | |
7 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ Компрессорная 6 кВ, 1С 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ ф. Леспромхоз |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 | |
8 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-2, ЗРУ-6 кВ, 1С 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ ф. Город 4 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-2, ЗРУ-6 кВ, 2С 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ ф. Город 3 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 7069-07 ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 70106-17 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
активная реактивная |
± 0,6 ± 1,3 |
± 1,4 ± 2,5 |
10 |
ТП 6 кВ Кислородная, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф. ул.Федотова в сторону ВРУ-0,4 кВ Жилые дома |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
± 0,7 ± 1,3 |
± 2,1 ± 4,0 | |
11 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ ЦРП-1 6 кВ, 1С 6 кВ, яч.9, КЛ-6 кВ ф. ХВО-1 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 47958-11 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 2,3 |
± 2,9 ± 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ПС 110 кВ Нижние Серги ГПП-1, РУ-6 кВ ЦРП-1 6 кВ, 2С 6 кВ, яч.8, КЛ-6 кВ ф. ХВО-2 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 47958-11 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 2,3 |
± 2,9 ± 4,7 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
ИК №№ 1-10 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,02-1ном; ИК №№ 11-12 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,05-1ном; и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-12 от 0°C до плюс 40°C.
|
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
12 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном: | |
для ИК №№ 1-10 |
от 2 до 120 |
для ИК №№ 11-12 |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8емк |
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
ТТ и ТН, оС |
от -45 до +50 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
счетчиков, оС: |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
РСТВ, оС: |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера БД, оС |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) |
140000 |
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.04, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ- | |
4ТМ.03М.13 (рег. № 36697-12) |
165000 |
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
РСТВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
55000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Сервер БД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
1 |
2 |
Глубина хранения информации | |
Счетчики: | |
- профиль нагрузки с получасовым интервалом, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
Сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера БД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
-
- счетчиков (функция автоматизирована);
-
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).