Номер по Госреестру СИ: 51295-12
51295-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Первая сбытовая компания" для электроснабжения ООО "Южный полюс"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ООО «Южный полюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Южный полюс», г. Белгород, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений регламентирована в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ООО «Южный полюс». Свидетельство об аттестации № 36/12-01.00272-2012 от 12.07.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ООО «Южный полюс».ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительООО «Южный полюс»
Адрес: 308501, Белгородская обл., Белгородский р-н, п. Дубовое, мкр. Пригородный, ул. Щорса, 64. Тел. 8 (4722) 28-90-01, факс (4722) 28-90-10
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 51295-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ООО «Южный полюс». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в июле 2012 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
Цель использования |
1 |
2 |
3 |
4 |
1.Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С |
Контроль температуры окружающей среды |
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5% |
Контроль атмосферного давления |
3. Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 |
Контроль относительной влажности |
4 Миллитесламетр |
МПМ-2 |
ПГ 7,5 % |
Измерение напряженности магнитного поля |
5. Измеритель показателей качества электрической энергии |
Ресурс- UF2M |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 |
1 |
2 |
3 |
4 | |
6.Вольтамперфазомет р |
ПАР МА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус180 до 180 град. |
Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
7. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 В^А; 19,99 В^А; 199,9 1ГА |
ПГ ±0,003 1ГА ПГ ±0,03 1ГА ПГ ±0,3 1ГА |
Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
8. Радиочасы |
МИР РЧ-01 |
Использование сигнала точного времени | ||
9. Секундомер |
СОСпр -1 |
От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с |
Определение хода часов |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 в соответствии с Методикой поверки 2203-00422006, типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с Методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1. Средства поверки УСПД RTU-325L в соответствии с Методикой поверки ДЯИМ.466453.005 МП
Изготовитель
ОАО «Первая сбытовая компания»Адрес: 308000, г. Белгород, ул. Князя Трубецкого, д. 37
Тел/факс 8 (4722) 30-45-86, факс (4722) 58-15-02
Заявитель
ООО «Южный полюс»Адрес: 308501, Белгородская обл., Белгородский р-н, п. Дубовое, мкр. Пригородный, ул. Щорса, 64. Тел. 8 (4722) 28-90-01, факс (4722) 28-90-10
Изготовитель ОАО «Первая сбытовая компания»
Адрес: 308000, г. Белгород, ул. Князя Трубецкого, д. 37
Тел/факс 8 (4722) 30-45-86, факс (4722) 58-15-02
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
-
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
-
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
-
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии,
Лист № 2 всего листов 9 а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ состоит из 3 уровней
-
1- й уровень - 9 измерительно-информационных точек учета в составе:
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТСН12, ТТИ класса точности 0,5 и 0,5S;
-
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
-
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами типа Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 и ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
-
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа УСПД RTU-325L-E2-512-M2-B2.
-
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
-
• устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к УСПД по интерфейсу RS232, выполненное на основе GPS приемника 35-HVS;
-
• цепи и устройства питания для УСПД и терминала сотовой связи;
-
3- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
-
• компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и SQL-сервер);
-
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
-
• автоматизированное рабочее место (АРМ);
-
• цепи и устройства питания сервера (UPS);
-
• коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, ZyXEL U-336E Plus, GSM-модемы Teleofis RX-108R);
Измерительно-информационные точки учета, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Программное обеспечение:
Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа- ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
11.02.01 |
24dc80532f6d9391d c47f5dd7aa5df37 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
783e1ab6f99a5a7ce4 c6639bf7ea7d35 | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
7e92d1506419b2f78 e55d5908bd7e34e | |||
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
dcaed6743d0b6c37d 48deda064141f9e | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
УСПД, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и УСПД более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Часы ИВК синхронизируется с часами УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование часов составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
-
• формуляр-паспорт ПСК.2012.02.АСКУЭ.31-ФП
-
• руководство пользователя КорСсис.417112.005И2;
-
• инструкции по формированию и ведению базы данных КорСсис.417112.005И2;
-
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств КорСсис.417112.005И2;
-
• руководство по эксплуатации на счётчики;
-
• паспорта на счётчики;
-
• руководство по эксплуатации УСПД RTU-325L;
-
• формуляр УСПД RTU-325L;
-
• методика поверки.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт/ Ксч |
Наименование, измеряемой величины | |||||
№ ИК, код НП АТС |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ТП-1020 РУ-1-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч.6 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
CT=0,5S Ктт= 3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19254 |
Ток первичный С | |||
В |
ТСН 12 |
19253 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19237 | ||||||
Счетчик |
CT=0,5S Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197991 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
2 |
ТП-1020 РУ-2-0,4 кВ Ввод №1 0,4 кВ яч.3 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
CT=0,5S Ктт= 3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19251 |
Ток первичный Ij | |||
В |
ТСН 12 |
19246 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19239 | ||||||
Счетчик |
CT=0,5S Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197993 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
3 |
ТП-1020 РУ-2-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч.5 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
Kr=0,5S Ктт= 3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19240 |
Ток первичный Ij | |||
В |
ТСН 12 |
19242 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19233 | ||||||
Счетчик |
Kr=0,5S Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197990 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
4 |
ТП-1020 РУ-1-0,4 кВ Ввод №1 0,4 кВ яч.4 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||
ТТ |
Kr=0,5S Ктт= 3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19255 |
Ток первичный I| | |||
В |
ТСН 12 |
19248 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19243 | ||||||
Счетчик |
Kr=0,5S Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197988 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
5 |
ТП-1021 РУ- 1-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч.6 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
Kr=0,5S Ктт= 4000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
29291 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТСН 12 |
29290 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19231 | ||||||
Счетчик |
Кт=0,5Б Ксч=800 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197992 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
6 |
ТП-1021 РУ-1 -0,4 кВ Ввод №1-0,4 кВ яч.4 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
Kr=0,5S Ктт= 4000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
29292 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТСН 12 |
29288 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19230 | ||||||
Счетчик |
Kr=0,5S Ксч=800 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197986 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
7 |
ТП-1021 РУ- 2-0,4 кВ Ввод №2 0,4 кВ яч.5 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
Kr=0,5S Ктт=3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19245 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТСН 12 |
19234 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19236 | ||||||
Счетчик |
Kr=0,5S Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197987 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
8 |
ТП-1021 РУ- 2-0,4 кВ Ввод №1 0,4 к В яч.3 |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТ=0^ Ктт= 3000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН 12 |
19244 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТСН 12 |
19238 | ||||||
С |
ТСН 12 |
19235 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=600 № 31857-06 |
Альфа A1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
01197989 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
9 |
КТП - 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ КЛ 0,4 кВ Ввод 0,4 кВ |
37288-08 |
УСПД RTU-325L |
2393 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 400/5 № 28139-07 |
А |
ТТИ |
615013 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТТИ |
614970 | ||||||
С |
ТТИ |
614959 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=80 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0309061053 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (активная, реактивная (dw /3wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
d\vi>,% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j |
для диапазона 5 %£ИНом<20% WP 5 %£ WP<WP 20 % |
для диапазона 20%£1/1ном<100% WP20 % £WP<WP100 % |
для диапазона 100%£ 1/1ном£120% WP100 % £WP£ WP120 % |
1-9 |
0,5S (0,5) |
0,5s |
1,0 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,2 | |
0,8 |
±3,0 |
±1,9 |
±1,6 | ||||
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,4 | ||||
s ,% dWQ | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j (sin j) |
для диапазона 5%£1/1ном<20% WQ5 % £WQ< WQ20 % |
для диапазона 20%£1/1ном<100% WQ20 % £WQ<WQ100 % |
для диапазона 100%£ 1/1ном£120% WQ 100 % £WQ£ WQ120 % |
1-9 |
0,5 |
- |
1,0 |
0,8(0,6) |
±5,2 |
±2,9 |
±2,3 |
0,5(0,87) |
±3,5 |
±2,3 |
±2,0 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до 120 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
-
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
-
• счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 и ЭД.
-
• УСПД RTU-325L по ДЯИМ.466215.001РЭ
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
Счетчики |
ТТ |
УСПД | |
Сила переменного тока, А |
от -^2мин до -^2макс |
от -Л мин до 1,2 11ном |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8^2ном до 1,15 ^2ном |
- |
от 85 до 264 |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8емк |
0,8инд; 1,0 |
- |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
- |
Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные |
от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 |
от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 |
от 0 до плюс 70 от 7 до 33 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
- |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COSj2 =0,8 инд) |
— |
от 0,255'2ном до 1,0^2ном |
- |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии и УСПД
Компоненты АИИС: Среднее время наработки на отказ, ч,
не менее: Трансформаторы тока 1000000
Трансформаторы напряжения 1000000
УСПД RTU-325L 100000
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA
Модем GSM GSM Teleofis RX-108R и коммуника
Устройство синхронизации системного времени
Срок службы, лет: Трансформаторы тока;
УСПД RTU-325L
Устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS
Коммуникационное и модемное оборудование
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
-
• резервирование питания УСПД;
-
• резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
-
• мониторинг состояния АИИС КУЭ;
-
• удалённый доступ;
-
• возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
-
• визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике (сервере).
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
-
• УСПД;
-
• сервера.
Защита информации на программном уровне:
-
• установка пароля на счетчик;
-
• установка пароля на УСПД;
-
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.