Номер по Госреестру СИ: 68430-17
68430-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 160083
ID в реестре СИ - 382483
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
АИИС КУЭ ПАО "ППГХО",
Производитель
Изготовитель - ПАО "Приаргунское производственное горно-химическое объединение" (ППГХО)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Краснокаменск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1811 от 2017.08.28 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ПАО "Приаргунское производственное горно-химическое объединение" (ППГХО)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
68430-17 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО", Нет данных ПАО "Приаргунское производственное горно-химическое объединение" (ППГХО) (РОССИЯ г.Краснокаменск) |
ОТ МП |
4 года |
Современная Тюмень - это крупный промышленный город, который является нефтегазовой столицей России, как административный центр крупнейшего нефтегазодобывающего региона. Тюмень расположена на юге Тюменской области и Западной Сибири, на берегах реки Тура, которая является левым притоком Тобола.
Город находится в четырехстах километрах от границы с Казахстаном. Крупнейшими ближайшими городами от Тюмени являются Екатеринбург - 325 километров, и Тобольск - 246 километров. Относительно Москвы часовой пояс имеет смещение на +2 часа.
В настоящее время город находится на стадии экономического и территориального роста. В результате экологическая ситуация ухудшается с каждым годом. Давайте говорить честно и без приукрашивания. Если раньше экологическая ситуация была неудовлетворительной, то сейчас она становится все более критической. Чем ближе к центру города, тем сильнее влияние транспортных выбросов. Зеленые насаждения в городе не справляются. Из-за большого количества транспорта дороги расширяются за счет прилегающих территорий, засаженных газонами и деревьями. Особенно сильно влияние тепловых электростанций, которые из-за роста города вынуждены работать все интенсивнее и интенсивнее.
Отчет "Анализ рынка поверки в Тюмени" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Тюмень.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО" (Нет данных)
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФГУП «ВНИИМС» (RA.RU.311493) | РСТ | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, обеспечивающее 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». Метрологические значимые модули приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационные наименования модулей ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО»
ГОСТ 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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-142-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;
-
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Изготовитель
Публичное акционерное общество «ППГХО» (ПАО «ППГХО»)
ИНН 7530000048
Адрес: 674673, Забайкальский край, г. Краснокаменск, Управление ПАО «ППГХО» Телефон: +7 (30245) 2-53-05/
Факс: +7 (30245) 4-69-11
E-mail: info@ppgho.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4
Телефон: +7 (926) 786-90-40
E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер опроса и сервер баз данных MS SQL (далее -сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
На первом уровне 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов RS485/Ethemet, далее по каналу связи Ethernet корпоративной сети поступает на сервер опроса АИИС КУЭ, передающему данные на хранение в сервер БД. Сервер опроса и сервер БД, расположенные в серверной ПАО «ППГХО», входят в состав ИВК, выполняют обработку измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
В качестве эталонного источника системного времени АИИС КУЭ используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.
Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами серверов опроса и БД АИИС КУЭ. Контроль показаний часов серверов осуществляется по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
АИИС КУЭ имеет возможность взаимодействовать с системами автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности:
-
1. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (Рег. № 68165-17) осуществляет взаимодествие с АИИС КУЭ посредством информационного обмена по электронной почте. Данные, полученные в xml формате от сервера системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, импортируются в сервер БД.
Диспетчерское наименование присоединений, входящих в файл xml, формируемый системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (Рег. № 68165-17), передаваемый в АИИС КУЭ:
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-102;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-101;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-27;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-26;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-107;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-109;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-115;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-116;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-118;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-120;
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-1 110 кВ (ОМВ);
-
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-2 110 кВ (ШОВ).
-
2. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго» (Рег. № 33013-06) осуществляет взаимодествие с АИИС КУЭ посредством информационного обмена по электронной почте. Данные полученные в xml формате от сервера системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго», импортируются в сервер БД.
Диспетчерское наименование присоединений, входящих в файл xml, формируемый системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго» (Рег. № 33013-06), передаваемый в АИИС КУЭ:
- ВЛ-110-26;
- ВЛ-110-27.
Передача информации от АИИС КУЭ в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
32139-06 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 У3 |
15174-06 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-220 |
39246-08 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 |
1382-60 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-142-2017 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
77148049.422222.131 ПС |
- |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1.13 |
ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 2, ввод 6 кВ Т-1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 800/5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
1.14 |
ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 17, ввод 6 кВ Т-2 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 800/5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
1.15 |
ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ПСН-0,23 кВ, ввод 0,23 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
2.1 |
ПС-ЦРП 220/110/10 кВ, ввод 220 кВ АТ-1 от ВЛ 220 кВ |
ТВГ-220 Кл. т. 0,2 600/5 |
НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±0,8 |
±1,6 |
|
Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237) |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
реактивная |
±1,8 |
±2,7 | |||
|
2.2 |
ПС-ЦРП 220/110/10 кВ, ввод 220 кВ АТ-2 от ВЛ 220 кВ |
ТВГ-220 Кл. т. 0,2 600/5 |
НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±0,8 |
±1,6 |
|
Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237) |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
реактивная |
±1,8 |
±2,7 | |||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1.13, 1.14, 1.15, 2.1, 2.2 от 0 до плюс 40 °C.
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cosj |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, С |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, С |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, С |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для счетчика СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) |
140000 |
|
- для счетчика СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) |
165000 |
|
- 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: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
114 |
|
направлениях, сутки, не менее |
40 |
|
- при отключении питания, лет, не менее | |
|
Сервер БД: | |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-счетчика;
-
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).