Номер по Госреестру СИ: 80436-20
80436-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергосбережения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1 - 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Энфорс АСКУЭ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
4278ac885e31698b8e0029f7bdb424c2 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энфорс АСКУЭ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области
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-312235-110-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс»» 07.08.2020 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;
-
- счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа - в соответствии с методикой поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
-
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
-
- счетчиков электрической энергии Альфа - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», с помощью установок МК6800, МК6801 или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;
-
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
-
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г. ;
-
- УСПД ТОК-С - в соответствии с разделом «Указание по поверке», приведенном в инструкции по эксплуатации АМР1.00.00РЭ и согласованным с ФБУ «Пензенский ЦСМ» в 2003 г.;
-
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
-
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
- серверов точного времени Метроном-50М - в соответствии с документом М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки», утвержденному ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН 7444052356
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2 Телефон: +7 (351) 958-02-68 E-mail: encomplex@yandex.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД», выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», сервер филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» на базе ПО «Энфорс АСКУЭ», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов (ИК) при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение информации. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса.
Данные по ИК №№ 1 - 43 по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, с УСПД передаются на сервер Центра сбора данных ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Передача информации об энергопотреблении от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Данные по ИК № 44 по выделенному каналу связи передаются на сервер филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 5. СОЕВ включает в себя устройства синхронизации времени УСВ-3 и УСВ-2, серверы точного времени Метроном-50М, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», часы сервера филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М, устройства синхронизации времени УСВ-3 и УСВ-2 осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).
Сервер центра сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Сервер филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» оснащен устройством синхронизации времени (УСВ) УСВ-2. Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» и УСВ происходит при каждом сеансе связи сервер - УСВ. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в час вне зависимости от величины расхождения.
УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
УСПД филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» синхронизируются от сервера филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в сутки вне зависимости от величины расхождения.
Счетчики (ИК №№ 1 - 43) синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики (ИК № 44) синхронизируются от УСПД филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в сутки вне зависимости от величины расхождения.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
7 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
22 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
4MC7 |
2 шт. |
Трансформаторы тока наружной установки |
ТОЛ-НТЗ-35-IV |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФН-35 |
1 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
8 шт. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
15 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-ХЛ1 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-I |
8 шт. |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП 0,66 |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛК10-6 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
4 шт. |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВИ-110 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
46 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения измерительные |
4MT |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-06 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66, НТМИ-10-66У3 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Альфа |
32 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
9 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 шт. |
Продолжение таблицы 7
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
2 шт. |
Устройства сбора и передачи данных для коммерческого учета энергоресурсов |
ТОК-С |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Сервер точного времени |
Метроном-50М |
2 шт. |
Методика поверки |
МП-312235-110-2020 |
1 экз. |
Формуляр |
13526821.4611.147.ПФ |
1 экз. |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 4 - 6.
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
ИВКЭ |
ИВК | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
1 |
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
н н |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
А |
ТФН-35М |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
УСВ-3, рег. № 51644-12/ Метроном-50М, рег. № 68916-17 |
В |
ТФН-35М | ||||||
С |
- | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
A2R-3-AL-C29-T+ | |||||
2 |
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
н н |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73 |
А |
ТФЗМ-35А-У1 | ||
В |
ТФЗМ-35А-У1 | ||||||
С |
- | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Кт=0,58/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
A2R-3-AL-C29-T+ |
С/1 |
4^ |
иэ |
- | |||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), РУ 6 кВ, Ф.4 |
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), РУ 6 кВ, Ф.З |
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), РУ 6 кВ, Ф.2 |
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.ЗДПР |
IO | ||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №20186-00 |
Кт=0,5 Ктт=600/5 №2473-69 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №20186-00 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №2363-68 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №20186-00 |
Кт=0,5 Ктт=600/5 №2473-69 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 | |||||||||||
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> | |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
ТЛМ-10 |
■ |
ТЛМ-10 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
ТПЛМ-10 |
■ |
ТПЛМ-10 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
ТЛМ-10 |
■ |
ТЛМ-10 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФН-35М |
ТФН-35М | |||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
ПС 110 кВ Грязовец (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР
ПС 110 кВ Вохтога (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), РУ 6 кВ, Ф.8
ПС 110 кВ Вологда (тяговая), РУ 6 кВ, Ф.7
IO
Счетчик
Счетчик
Счетчик
Счетчик
о 10
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17
W |
> |
о |
W |
> |
н |
н | |||
W |
W |
О |
О | |
О |
О |
-НТ |
-НТ | |
W |
W | |||
<У |
<У | |||
НН < |
НН < |
1—> | |
о | |
о | |
<1 | |
о |
io* |
Продолжение таблицы 4
4^ |
иэ |
IO |
- | |||||||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 220 кВ Кадниковский (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 220 кВ Кадниковский (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Грязовец (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
IO | ||||||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №31857-06 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3689-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73,664-51 | |||||||||||||||||
Al 805RAL-P4GB-DW-3 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> | |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФН-35 |
ТФЗМ-35А-У1 | |||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
00 |
С/1 |
- | |||||||||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), ТСН2 0,4 кВ |
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), ТСН1 0,4 кВ |
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.2ПЭ |
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.1ПЭ |
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
IO | ||||||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
■ |
Kt=0,5S Ктт= 1000/5 №19956-02 |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06 |
■ |
Kt=0,5S Ктт= 1000/5 №19956-02 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №1276-59 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
н д II 8 О Я д ° f Tj У IO _ о о |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №1276-59 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3689-73 | |||||||||||||||
EA05RAL-B-4 |
О |
W |
> |
A1802RL-P4G-DW-4 |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C28-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
EA05RAL-P3B-3 |
О |
W |
> |
О |
W |
> | |||
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
НТМИ-10-66 |
ТПЛ-10 |
■ |
ТПЛ-10 |
ЗНОЛ-06 |
ЗНОЛ-06 |
ЗНОЛ-06 |
ТПЛ-10 |
■ |
ТПЛ-10 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
ТФЗМ-35Б-1У1 | ||||||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | ||||||||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
00
ю |
IO IO |
IO |
IO о |
- | ||||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Туфаново (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Печаткино (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 110 кВ Печаткино (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Кипелово (тяговая), ШСН 0,4 кВ |
IO | ||||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3689-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
■ |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №17551-98 | |||||||||||||||
A2R-4-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
EA05RL-B-4 |
О |
W |
> | ||
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФН-35М |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ | ||||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
IO ~-4 |
IO |
ю |
IO |
- | ||||||||||||||||||||||
ПС 220 кВ Харовская (тяговая), ЩСН №1 |
ПС 220 кВ Харовская (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 220 кВ Харовская (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Туфаново (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, ф.2ДПР |
IO | ||||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
■ |
Kt=0,5S Ктт= 1000/5 №19956-02 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт= 100/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт= 100/5 №26418-04 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3689-73 | |||||||||||||||
A2T-4-0L-C25-T |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> | ||
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-ХЛ1 |
ТФЗМ-35А-ХЛ1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
ТФЗМ-35Б-1У1 | ||||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
L/1 | |||||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
о |
10 |
ю 00 |
- | |||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Череповец (тяговая), КРУН 10 кВ, ФЛО |
ПС 110 кВ Череповец (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 110 кВ Череповец (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 220 кВ Харовская (тяговая), ТСН-4 ШСН-6 |
10 | ||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
тт |
иэ | ||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
Кт=0,5 Ктт=400/5 №15128-01 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
■ |
Кт=0,5 Ктт=600/5 № 19956-02 | |||||||||||||
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2T-4-0L-C25-T |
О |
W |
> |
4^ | |
НТМИ-10-66УЗ |
ТОЛ 10-1 |
■ |
ТОЛ 10-1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФН-35М |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФН-35М |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Т-0,66 УЗ |
Продолжение таблицы 4
-U
о
о
4
CT> .’“I i?
H
a
L»J
IO
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17
ю |
- | |||||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Шексна (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.ЗПЭ |
ПС 110 кВ Шексна (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 110 кВ Шексна (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Череповец (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.6 |
10 | ||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
Кт=0,5 Ктт=300/5 №15128-03 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт= 100/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69 |
Кт=0,5 Ктт=300/5 №15128-01 | |||||||||||||
A2R-3-AL-C29-T+ |
О W > |
О |
W |
> |
EA05RAL-P3B-3 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C28-T+ |
О W > |
О |
W |
> | |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
ТОЛ 10-1 |
■ |
ТОЛ 10-1 |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
НТМИ-10-66УЗ |
ТОЛ 10-1 |
■ |
ТОЛ 10-1 | |||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
IO
ю |
00 |
О'. |
- | |||||||||||||||||||||
ПС 220 кВ Явенга (тяговая), СШ 0,4 кВ, Ф.Дом |
ПС 220 кВ Явенга (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 220 кВ Явенга (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Шексна (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.4ПЭ |
IO | ||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
■ |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №15174-01 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3690-73 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №14555-02 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
Кт=0,5 Ктт=300/5 №15128-03 | |||||||||||||
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C29-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-4-AL-C25-T+ |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
A2R-3-AL-C29-T+ |
О W > |
О |
W |
> | ||
ТОП 0,66 |
ТОП 0,66 |
ТОП 0,66 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТФЗМ-35А-У1 |
ТФЗМ-35А-У1 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
ТОЛ 10-1 |
■ |
ТОЛ 10-1 | ||||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
4^ |
4^ IO |
4^ |
4^ о |
- | ||||||||||||||||||||
ПС 110 кВ Уйта (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР |
ПС 110 кВ Уйта (тяговая), ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР |
ПС 110 кВ Тешемля (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.2ПЭ |
ПС 110 кВ Тешемля (тяговая), КРУН 10 кВ, Ф.1ПЭ |
IO | ||||||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Kt=0,2S Ктт=75/5 №47124-11 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
Kt=0,2S Ктт=75/5 №47124-11 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №16687-97 |
Кт=0,5 Ктт= 30/5 № 9143-01 |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №16687-97 |
Кт=0,5 Ктт= 30/5 № 9143-01 | |||||||||||||
EA05RAL-B-4 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
EA05RAL-B-4 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
EA05L-B-3 |
О W > |
О |
W |
> |
EA05L-B-3 |
О W > |
О |
W |
> |
4^ |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
■ |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
■ |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
НАМИТ-10 |
ТЛК10-6 |
■ |
ТЛК10-6 |
НАМИТ-10 |
ТЛК10-6 |
■ |
ТЛК10-6 | |||||
RTU-327 Per. № 41907-09 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||
УСВ-3, per. № 51644-12/ Метроном-50М, per. № 68916-17 |
Продолжение таблицы 4
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
44 |
ПС 110 кВ Грязовец, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110кВ |
н н |
Kr=0,5S Ктт=600/5 №30559-05 |
А |
ТВИ-110 |
ТОК-С Рег. № 13923-03 |
УСВ-2, рег. № 41681-10/ Метроном-50М, рег. № 68916-17 |
В |
ТВИ-110 | ||||||
С |
ТВИ-110 | ||||||
К н |
Кт=0,5 Ктн=110000/^3/1 00/^3 №14205-94 |
А |
НКФ-110-57 У1 | ||||
В |
НКФ-110-57 У1 | ||||||
С |
НКФ-110-57 У1 | ||||||
Счетчик |
Ki=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
Примечания:
|
Таблица 5 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 - 6, 11 - 17, 21 - |
Активная |
1,2 |
5,7 |
26, 29 - 38, 40, 41 |
Реактивная |
2,5 |
3,5 |
Активная |
1,2 |
5,1 | |
7, 8, 44 | |||
Реактивная |
2,5 |
4,4 | |
9 |
Активная |
1,0 |
5,6 |
Реактивная |
2,2 |
3,4 | |
Активная |
1,0 |
2,9 | |
10 | |||
Реактивная |
1,8 |
2,8 | |
Активная |
0,8 |
4,7 | |
18 | |||
Реактивная |
1,9 |
2,8 | |
Активная |
1,0 |
5,0 | |
19, 27 | |||
Реактивная |
2,1 |
4,4 | |
Активная |
1,0 |
5,6 | |
20, 28, 39 | |||
Реактивная |
2,1 |
3,4 | |
Активная |
1,0 |
2,8 | |
42, 43 | |||
Реактивная |
1,8 |
4,0 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
Примечания: | |||
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии | |||
(получасовая). | |||
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. | |||
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и | |||
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс | |||
5 до плюс 35°С. |
Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: | |
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: | |
ГОСТ 26035-83, ТУ 4228-011-29056091-05 |
от +18 до +23 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -40 до +35 |
- для счетчиков |
от -40 до +55 |
- для УСПД RTU-327 |
от +1 до +50 |
- для УСПД ТОК-С |
от 0 до +40 |
- для УСВ-3 |
от -25 до +60 |
- для УСВ-2 |
от -10 до +50 |
- для Метроном-50М |
от +15 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии АЛЬФА: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
УСПД RTU-327: | |
- наработка на отказ, ч, не менее |
35000 |
- время восстановления, ч, не более |
24 |
УСПД ТОК-С: | |
- наработка на отказ, ч, не менее |
35000 |
- время восстановления, ч, не более |
24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Продолжение таблицы 6
1 |
2 |
Глубина хранения информации ИИК:
ИВКЭ:
ИВК:
|
45 45 3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- серверов;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- установка пароля на счетчики электрической энергии;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на серверы. Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- сервере ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).