Номер по Госреестру СИ: 87096-22
87096-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" (7 очередь), ЗАО "Бизнестраст")
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (7 очередь), ЗАО «Бизнестраст») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются:
1. ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
ПК «Энергосфера» 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 1.1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
2. ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
ПО «Пирамида 2000» 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 1.2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065D63DA94 9114DAE4 | |
CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0F 6D4A132F | |
CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A0FDC27E 1CA480AC | |
Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3CCEA41 B548D2C83 | |
ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B737261328CD7780 5BD1BA7 | |
ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494521F63D 00B0D9F |
MD5 |
ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055BB2A4D3 FE1F8F48 | |
ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3215049A F1FD979F | |
SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23ECD814 C4EB7CA09 | |
VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E2884F5B356 A1D1E75 |
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) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (7 очередь), ЗАО «Бизнестраст»), аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания»
(ООО «РГМЭК»)
ИНН 6229054695
Адрес: 390000, г. Рязань, ул. Радищева, д.61
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания»(ООО «РГМЭК»)
ИНН 6229054695
Адрес: 390000, г. Рязань, ул. Радищева, д.61
Телефон: 8 (4912) 70-20-10; 8 (4912) 70-20-40
E-mail: info@rgmek.ru
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, трехуровневую 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) МУП «РГРЭС», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ) МУП «РГРЭС», программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - ИВК, включающий в себя сервер БД ООО «РГМЭК», АРМ, УСВ ООО «РГМЭК», ПО «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 ИК №№ 155-158 поступает на сервер БД МУП «РГРЭС» в составе второго уровня АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 159-160 поступает на сервер БД ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На ИВК второго уровня АИИС КУЭ ежесуточно выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК третьего уровня АИИС КУЭ с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP.
На верхнем ИВК третьего уровня АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ 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 оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ), а также в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам 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».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВК второго уровня АИИС КУЭ и ИВК третьего уровня АИИС КУЭ. АИИС КУЭ оснащена УСВ МУП «РГРЭС» в составе ИВК второго уровня АИИС КУЭ, принимающим сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем
ГЛОНАСС/GPS; УСВ ООО «РГМЭК» в составе ИВК третьего уровня АИИС КУЭ, принимающим сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем
ГЛОНАСС/GPS.
УСВ МУП «РГРЭС» в составе второго уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД МУП «РГРЭС». Коррекция часов сервера БД МУП «РГРЭС» проводится при расхождении часов сервера БД МУП «РГРЭС» и времени УСВ МУП «РГРЭС» не более чем на ±5 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 155-158 проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД МУП «РГРЭС» более чем на ±2 с.
УСВ ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «РГМЭК». Коррекция часов сервера БД ООО «РГМЭК» проводится при расхождении часов сервера БД ООО «РГМЭК» и времени УСВ ООО «РГМЭК» не более чем на ±5 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 159-160 проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД ООО «РГМЭК» 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 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. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-6 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1062 ПФ |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) МУП «РГРЭС», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ) МУП «РГРЭС», программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - ИВК, включающий в себя сервер БД ООО «РГМЭК», АРМ, УСВ ООО «РГМЭК», ПО «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 ИК №№ 155-158 поступает на сервер БД МУП «РГРЭС» в составе второго уровня АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 159-160 поступает на сервер БД ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На ИВК второго уровня АИИС КУЭ ежесуточно выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК третьего уровня АИИС КУЭ с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP.
На верхнем ИВК третьего уровня АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ 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 оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ), а также в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам 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».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВК второго уровня АИИС КУЭ и ИВК третьего уровня АИИС КУЭ. АИИС КУЭ оснащена УСВ МУП «РГРЭС» в составе ИВК второго уровня АИИС КУЭ, принимающим сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем
ГЛОНАСС/GPS; УСВ ООО «РГМЭК» в составе ИВК третьего уровня АИИС КУЭ, принимающим сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем
ГЛОНАСС/GPS.
УСВ МУП «РГРЭС» в составе второго уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД МУП «РГРЭС». Коррекция часов сервера БД МУП «РГРЭС» проводится при расхождении часов сервера БД МУП «РГРЭС» и времени УСВ МУП «РГРЭС» не более чем на ±5 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 155-158 проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД МУП «РГРЭС» более чем на ±2 с.
УСВ ООО «РГМЭК» в составе третьего уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «РГМЭК». Коррекция часов сервера БД ООО «РГМЭК» проводится при расхождении часов сервера БД ООО «РГМЭК» и времени УСВ ООО «РГМЭК» не более чем на ±5 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 159-160 проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД ООО «РГМЭК» 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 указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используются:
1. ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
ПК «Энергосфера» 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 1.1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
2. ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
ПО «Пирамида 2000» 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 1.2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065D63DA94 9114DAE4 | |
CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0F 6D4A132F | |
CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A0FDC27E 1CA480AC | |
Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3CCEA41 B548D2C83 | |
ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B737261328CD7780 5BD1BA7 | |
ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494521F63D 00B0D9F |
MD5 |
ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055BB2A4D3 FE1F8F48 | |
ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3215049A F1FD979F | |
SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23ECD814 C4EB7CA09 | |
VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E2884F5B356 A1D1E75 |
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 |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
155 |
КТП-952 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,1 |
156 |
РП-72 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 8 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 47958-16 |
НАМИТ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 70324-18 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,5 ±2,8 |
±4,0 ±5,3 | |
157 |
РП-72 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 7 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 47958-16 |
НАМИТ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 70324-18 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±4,3 | |
158 |
ТП-1 6 кВ ЖБИ-2, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 71707-18 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,8 ±4,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
159 |
ПС 110 кВ ВЭМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф.708 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,0 ±5,5 |
160 |
ПС 110 кВ ВЭМЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф.721 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
|
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 |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном: |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, оС |
от -10 до +50 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, оС |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 (рег. № 27524-04) |
90000 |
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) |
165000 |
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (рег. № 36697-17) |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Глубина хранения информации | |
Счетчики электроэнергии: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
- при отключении питания, год, не менее |
40 |
Сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, год, 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).