Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, а также нарастающим итогом на начало расчетного периода, используемое для формирования данных коммерческого учета;
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа и данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений по электронной почте коммерческому оператору (КО) и внешним организациям в ХML-формате в соответствии с согласованным регламеном передачи с электронной подписью;
- обеспечение по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциониро-ванного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S, 0,2 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации А1802RAL-P4G-DW-4 и А1802RALXQV-P4GB-DW-4 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 ( ГР № 31857-11) , указанные в таблице 2 (27 точек измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки ИВКЭ, включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Белоярской атомной станции (далее - сервер станции) с установленным серверным программным обеспечением программного комплекса (ПК) "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации времени (УСВ), выполненное на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS (основное устройство), NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS (резервное устройство) и тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервное устройство), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора, обработки и хранения данных АО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - сервер АО «Концерн Росэнергоатом») с установленным серверным программным обеспечением (ПК) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), выполненное на базе GPS-приемника типа УССВ-16HVS (основное устройство), тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервное устройство), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. 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 мин.
Сервер станции автоматически в заданные интервалы времени (30 мин.) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Сервер станции производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряже-ния. После поступления в сервер станции считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память (заносятся в базу данных).
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из сервера станции данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий. Считанные данные подвергаются дальнейшей обработке и записываются в энергонезависимую память сервера АО «Концерн Росэнергоатом» (заносятся в базу данных).
Обмен информацией счетчиков и сервера станции происходит по проводным и оптическим линиям ЛВС Белоярской атомной станции с использованием интерфейса RS-485 и сетей, поддерживающих технологию Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием сетей Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ для передачи данных построены:
- от ИИК точек измерения (ТИ) в ИВКЭ предприятия: от ТИ по двухпроводной линии («витая пара») до преобразователя, и затем, по оптоволоконным линиям, до ИВКЭ,
- от ИВКЭ предприятия в ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» посредством локальной сети Ethernet,
- от ИВК АО «Концерн Росэнергоатом» во внешние системы посредством глобальной сети Internet.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Система обеспечения единого времени включает в себя GPS-приемник типа УССВ-16HVS, (далее-УСВ), принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.
Сравнение системного времени сервера станции и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу станции, не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера станции и УСВ на величину более чем ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с.
Сравнение системного времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ происходит по сигналам УСВ, подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом», не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ на величину более чем ±1 с.
В качестве резервных источников синхронизации времени сервера станции используются:
- NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в час по сигналам от резервного источника синхронизации времени, подключенного к серверу станции, при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с;
- тайм-серверы, входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера станции производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера станции и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с.
В качестве резервного источника синхронизации времени сервера АО «Концерн Росэнергоатом» используются сигналы точного времени от Государственного первичного эталона времени и частоты с использованием группы тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств эталона и позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера ИВК производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и резервного источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, сервера станции и сервера ИВК.
|
Метрологические и технические характеристики | должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 1 | ТГ-4 | ТШЛ-20Б-1
КТ 0,2
10000/5 | ЗНОМ-15-63М.У2
КТ 0,5
15750/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 2 | ТГ-5 | ТШЛ-20Б-1
КТ 0,2
10000/5 | ЗНОМ-15-63М.У2
КТ 0,5
15750/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 3 | ТГ-6 | ТШЛ-20Б-1
КТ 0,2
10000/5 | ЗНОМ-15-63М.У2
КТ 0,5
15750/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 4 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС - Блочная | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 5 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Гагарский | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 6 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Заречная 1 | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 7 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Заречная 2 | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 8 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Асбест I цепь с отпайками | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 9 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС -Асбест II цепь с отпайками | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 10 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Кортогуз с отпайками | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 11 | ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС-Измоденово с отпайкой на ПС Белоречка | JOF-123/245
(мод. JOF 145)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 12 | ОВ 110 Белоярская АЭС | TG145-420
(мод.TG 145N -УХЛ1)
КТ 0,2S
750/5 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
110000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/05 | 13 | ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС-Мраморная | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 14 | ВЛ 220 кВ
Белоярская АЭС - Курчатовская №2 | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 15 | ВЛ 220 кВ
Белоярская АЭС - Курчатовская №1 | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 16 | ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС -Каменская | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 17 | ВЛ 220 кВ
Белоярская АЭС - Новосвердловская ТЭЦ | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 18 | ОВВ 220
Белоярская АЭС | JOF-123/245
(мод. JOF 245)
КТ 0,2S
1200/5 | НАМИ-220-УХЛ1
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RAL-P4G-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 19 | ТГ-7 | GSR
КТ 0,2S
24000/1 | TJC 7.0-G
КТ 0,2
24000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 20 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 1,
ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная | TG 550
КТ 0,2S
2000/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 550)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 21 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 7,
ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть | TG 550
КТ 0,2S
2000/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 550)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 22 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 500 кВ; 2 СШ 500 кВ, яч. 5,
ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол | TG 550
КТ 0,2S
2000/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 550)
КТ 0,2
500000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 23 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 5,
ВЛ 220 кВ Курчатовская - Окунёво | TG 145-420
(мод.TG 245)
КТ 0,2S
1500/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 245)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 24 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 6,
ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская | TG 145-420
(мод.TG 245)
КТ 0,2S
1500/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 245)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | 25 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 8,
ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 1 | TG 145-420
(мод.TG 245)
КТ 0,2S
1500/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 245)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 26 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 220 кВ; 1,2 СШ 220 кВ, яч. 9,
ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 2 | TG 145-420
(мод.TG 245)
КТ 0,2S
1500/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 245)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 | Сервер станции | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS (резервный), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | GPS-приемник типа УССВ-16HVS (основной), тайм-серверы , входящие в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (резервный ) | Активная, реактивная | 27 | Белоярская АЭС;
ПС Курчатовская 500/220 кВ;
ОРУ 220 кВ; яч. 7,
ОВ 220 кВ | TG 145-420
(мод.TG 245)
КТ 0,2S
1500/1 | CPB 72-800
(мод.CPB 245)
КТ 0,2
220000/√3/100/√3 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк; температура окружающей среды (20 ±5) °С и относительной погрешности в рабочих условиях измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энер-гии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uном, ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк, погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos( = 1,0 нормируется от I1% , погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos( < 1,0 нормируется от 2%. Температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3,4.
Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии
Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( | Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии (, % | 1-3
(ТТ - 0,2;
ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S) | 1,0 | не норм. | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 | 4-27
(ТТ - 0,2S;
ТН - 0,2;
Счетчик - 0,2S) | 1,0 | ±1,0 | ±0,5 | ±0,4 | ±0,4 | Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (, % | 1-3
(ТТ - 0,2;
ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S) | 1,0 | не норм. | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 | 4-27
(ТТ - 0,2S;
ТН - 0,2;
Счетчик - 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии
Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( /sin( | Пределы допускаемой основной относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии (, % | 1-3
(ТТ - 0,2;
ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5 | 0,8/0,6 | не норм. | ±2,2 | ±1,5 | ±1,3 | 4-27
(ТТ - 0,2S;
ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5 | 0,8/0,6 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | Номер измерительного канала | Коэффициент мощности
cos ( /sin( | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (, % | 1-3
(ТТ - 0,2;
ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5 | 0,8/0,6 | не норм. | ±2,6 | ±2,0 | ±1,9 | 4-27
(ТТ - 0,2S;
ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5 | 0,8/0,6 | ±2,4 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800;
- среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч;
- среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч.
Сервер станции и сервер ИВК
- средняя наработка на отказ: 165974 ч;
- среднее время восстановления работоспособности: не более 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах;
- организация доступа к информации ИВКЭ, ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- фактов коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- серверах (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 180 суток для счетчиков Альфа А1800, при отключении питания информация сохраняется не менее 10 лет;
- ИВКЭ- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет;
- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет. |