Номер по Госреестру СИ: 68865-17
68865-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пензадизельмаш"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli- ents.dll |
CalcLeakage. dll |
Cal- cLosses.d ll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par- seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePi-ramida.dll |
Synchro NSI.dll |
Verify- Time.dll |
Номер версии (иден- |
dll | |||||||||
тификационный |
не ниже 3.0 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0 |
b1959ff70 |
d79874d1 |
52e28d7b6 |
6f557f885 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf532935 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой |
b1b21906 |
be1eb17c |
0fc2b156 |
08799bb3c |
b7372613 |
83d1e664 |
71acf405 |
ca1a3fd32 |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
идентификатор ПО |
5d63da94 |
83f7b0f6d |
a0fdc27e |
cea41b548 |
28cd7780 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
15049af1f |
3ecd814c |
884f5b35 |
9114dae4 |
4a132f |
1ca480ac |
d2c83 |
5bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
d979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисле- | ||||||||||
ния цифрового иден- |
MD5 | |||||||||
тификатора ПО |
Лист № 4 Всего листов 11
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) измерений приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-022-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс » 25.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- контроллеры СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройства синхро
низации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Трансэнергопром» (ООО «Трансэнергопром») ИНН 7731411714
Адрес: 123317, г. Москва, ул. Литвина-Седого, д. 4, стр. 1
Юридический адрес: 115035, г. Москва, Садовническая ул., д. 24, стр. 6, пом. 6 Телефон: (495) 103-45-72
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации - перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по проводным линиям связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется сбор и обработка полученных данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов формата 80020 передается на АРМ сбытовой организации по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдер.
Передача информации от АРМ сбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера и УСВ-1 на величину более ±1 с.
Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10У3 |
11 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛШ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
6 шт. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
10 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПФ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
5 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НОЛ.08 |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
16 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
2 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 шт. |
У стройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
Сервер |
FRONT RACK |
1 шт. |
Методика поверки |
МП ЭПР-022-2017 |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ТРЭП.773141.002 ФО |
1 экз. |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№3, ЗРУ 6кВ, яч.№10 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
FRONT RACK |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
2 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№2, ЗРУ 6кВ, яч. №37 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 ТПЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | ||
3 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№1, ЗРУ 6кВ, яч.№13 |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
4 |
ПС «ПГВ» 110 кВ, |
ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ввод№4, ЗРУ |
3000/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
6кВ, яч.№34 |
Рег. № 6811-78 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
5 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 6 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактив ная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | ||
6 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
100/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 14 |
Рег. № 1276-59 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
ПС «ПГВ» |
ТПЛ-10-М |
НТМИ-6-66 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
7 |
110кВ, |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
С70 |
FRONT | ||||
ЗРУ 6кВ, |
300/5 |
6000/100 |
Рег. № |
RACK |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||
яч. № 16 |
Рег. № 22192-07 |
Рег. № 2611-70 |
28822-05 |
ная | |||||
8 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
100/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 18 |
Рег. № 1276-59 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
9 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
300/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 20 |
Рег. № 1276-59 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
10 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
300/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 38 |
Рег. № 1276-59 |
Рег. № 2611-70 |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
ПС «ПГВ» 110 кВ, |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
300/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 42 |
Рег. № 22192-07 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
12 |
РУ-2 6кВ, |
ТПФ-10 Кл.т. 0,5 |
НОЛ.08 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
яч. №5 |
75/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,6 | ||||
Рег. № 517-50 |
Рег. № 3345-04 |
ная | |||||||
13 |
РУ-4 6кВ, |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
яч. №7 |
300/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
Рег. № 2363-68 |
Рег. № 2611-70 |
ная | |||||||
ТПЛМ-10 |
НТМИ-6-66 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН |
Активная |
1,3 |
3,3 | |||
14 |
РУ-4 6кВ, |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
С70 |
FRONT | ||||
яч. №6 |
300/5 |
6000/100 |
Рег. № |
RACK |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||
Рег. № 2363-68 |
Рег. № 2611-70 |
28822-05 |
ная | ||||||
15 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
100/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 5 |
Рег. № 1276-59 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
16 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
600/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 21 |
Рег. № 1261-02 |
Рег. № 2611-70 |
ная | ||||||
17 |
ПС «ПГВ» 110кВ, |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная |
1,3 |
3,3 | ||
ЗРУ 6кВ, |
600/5 |
6000/100 |
Реактив- |
2,5 |
5,2 | ||||
яч. № 27 |
Рег. № 1261-02 |
Рег. № 2611-70 |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
18 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ввод №1, ТСН-2 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
FRONT RACK |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
19 |
ПС «ПГВ» 110кВ, ввод №2, ТСН-1 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
Примечания:
30 минут.
|
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
19 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности cosф |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения | |
счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД и | |
сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ-1: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
счетчик: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).