Номер по Госреестру СИ: 66146-16
66146-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, УСПД, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»).
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствут уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО прведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные |
ac metrology.dll |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 9 Всего листов 10
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС».
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
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «РЕГИОНАЛЬНАЯ ИНЖЕНЕРНОТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭНЕРГОКОМПАНИЯ - СОЮЗ»(ЗАО «РИТЭК-СОЮЗ»)
ИНН 2309005375
Адрес (юридический): 350033, г. Краснодар, Ставропольская, 2
Адрес: 350080, г. Краснодар, Демуса, 50
Телефон (Факс): +7 (861) 260-48-00/ 260-48-14
Лист № 10 Всего листов 10
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Телефон (факс): +7 (495) 544-00-00
Web-сайт: http://www.rostest.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящей из двадцати измерительных каналов (ИК).
Измерительные каналы АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УССВ-2 (Рег. № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже одного раза 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;
Лист № 2 Всего листов 10 передача результатов измерений Коммерческому оператору торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности и в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измеренной информации, ее накопление и передача при помощи технических средств приема-передачи данных на верхний уровень системы (ИВК).
На верхнем уровне системы производится формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Формирование и передача данных участникам и инфраструктурным организациям оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронной цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электроэнергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-nриемника, входящего в состав УССВ, часы УСПД, сервера БД и счетчиков. Шкала времени УСПД синхронизирована с шкалой времени УССВ-2, сличение один раз в час, синхронизация осуществляется при расхождении шкалы времени белее ±1 с. УСПД осуществляет синхронизацию шкалы времени часов сервера БД и счетчиков. Сличение шкалы времени сервера БД и шкалы времени УСПД осуществляется при каждом обращении к УСПД, корректировка шкалы времени часов сервера БД осуществляется при расхождениии с шкалой времени УСПД более ±2 с. Сличение шкалы времени часов счетчиков с шкалой времени УСПД происходит не реже одного раза в сутки, корректировка шкалы времени часов счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени УСПД более ±2 с.
Журналы событий УСПД, сервера БД и счетчиков отражают факты событий коррекции шкалы времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величину коррекции шкалы времени, на которое было скорректировано устройство.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 -
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 |
12 |
Трансформаторы тока шинные |
ТЛШ-15 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ20 |
3 |
Трансформаторы тока |
SAS 245 |
15 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 |
6 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-20 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 |
15 |
Трансформаторы напряжения емкостные |
VCU-245 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15М2 |
6 |
Трансформаторы напряжения емкостные |
TEMP 245 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-П-У1 |
5 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
UGE 17.5 |
15 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-15 |
9 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4G-DW-4 |
20 |
Сервер БД |
HP ProLiant DL20 Gen9 |
1 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
2 |
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
2 |
ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
Методика поверки |
РТ-МП-3935-500-2016 |
1 |
Паспорт - формуляр |
БЕКВ.422231.091.ПФ |
1 |
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1.1 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Венера |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
1.2 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Вега |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
1.3 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Ярославская |
SAS 245 кл.т 0,2 Ктт = 600/5 Рег. № 25121-03 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
1.4 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Заря I цепь |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
1.5 |
Угличская ГЭС, ВЛ 220 кВ, Угличская ГЭС -Заря II цепь |
ТФЗМ 220Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
VCU-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 37847-08 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
1.14 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Г1Г |
ТЛШ-15 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1.15 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Г2Г |
ТЛШ-15 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т 0,2 Ктн = (13800/V3)/(100/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
1.40 |
Угличская ГЭС, ГРУ 13,8 кВ Р3Т |
ТПОЛ20 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 5716-76 |
ЗНОЛ-ЭК-15М2 кл.т 0,5 Ктн = (15000/^3)/(100/^3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.1 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС - Пошехонье № 1 |
SAS 245 кл.т 0,2 Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
3.2 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Пошехонье № 2 |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.3 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС -Сатурн |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.4 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ-220 кВ Рыбинская ГЭС - Венера |
SAS 245 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Рег. № 25121-07 |
TEMP 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Рег. № 25474-03 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.5 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ 110 кВ Щербаковская 1 |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
НКФ-110-П-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 76883-19 НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3.6 |
Рыбинская ГЭС, ВЛ 110 кВ Щербаковская 2 |
ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 79525-20 |
НКФ-110-П-У1 кл.т 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Рег. № 76883-19 НКФ-110-57 У1 кл.т o,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Рег. № 142o5-94 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.10 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 1Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
UGE 17.5 кл.т o,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.11 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 2Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47957-11 |
UGE 17.5 кл.т o,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 25475-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU 325 Рег. № 37288-08, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
3.12 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 3Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т o,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.13 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 4Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
UGE 17.5 кл.т o,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 55oo7-13 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.14 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 5Г |
ТПЛ-20 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т O,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3.15 |
Рыбинская ГЭС, ЗРУ 13,8 кВ 6Г |
ТШЛ-20-1 кл.т 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т O,2 Ктн = (138OO/V3)/(1OO/V3) Рег. № 47583-11 |
A1802RAL- P4G-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)% <I изм<1 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<!изм<!120% | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10, 3.11, 3.14, 3.15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,4 |
±0,4 |
0,9 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 | |
0,8 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
0,5 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
1.1, 1.2, 1.4, 1.5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
±1,7 |
±0,9 |
±0,7 |
0,9 |
- |
±2,2 |
±1,2 |
±0,9 | |
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,5 |
±1,0 | |
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
1.40, 3.5, 3.6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,2 | |
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±0,6 | |
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,2 | |
1.3, 3.1, 3.12, 3.13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
±0,9 |
±0,5 |
±0,4 |
0,9 |
- |
±1,0 |
±0,6 |
±0,5 | |
0,8 |
- |
±1,2 |
±0,7 |
±0,6 | |
0,5 |
- |
±2,0 |
±1,2 |
±1,0 | |
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)% <I изм<1 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<!изм<!120% | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10, 3.11, 3.14, 3.15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
0,5 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
1.1, 1.2, 1.4, 1.5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,5 |
±1,9 |
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,7 |
±1,5 | |
1.40, 3.5, 3.6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,6 |
±2,1 |
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 | |
1.3, 3.1, 3.12, 3.13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
0,5 |
- |
±1,4 |
±0,9 |
±0,8 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с 5 |
Примечания:
-
1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%р и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от Ii%, погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
-
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
3 В качестве характеристик относительной погрешности измерений электроэнергии и средней мощности указаны границы интервала, соответствующее доверительной вероятности, равной 0,95.
-
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
-
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице
2, - активная, реактивная.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4. Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия применения: параметры сети:
температура окружающей среды, °C
|
от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети:
|
от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 |
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
|
от -40 до +50 от +10 до +30 от -10 до +60 от -10 до +55 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ-2: |
2 |
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
74500 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325: |
2 |
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
ИВК: | |
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, УСПД RTU-325: |
300 |
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
лет, не менее |
3 |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте.
Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика и УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера БД.
Защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на сервер.