| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую системус централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанныхк единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергиис заданной дискретностью учета (30 мин);
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участников оптового рынка электроэнергии;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09), устройства синхронизации системного времени УССВ на базе приемника GPS-сигналов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства ООО «Эльстер Метроника», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде44595-10), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала ОАО «Славнефть-ЯНОС», а так же информационный центр ООО «РН-Энерго», каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.
Информационный центр ООО «РН-Энерго» состоит из АРМ, с установленным программным обеспечением «АРМ участника ОРЭ», где происходит шифрование данных при помощи ЭЦП и передача данных при помощи ЭЦП и передача данных в ПАК ОАО «АТС».
Измерение электроэнергии выполняет первый уровень АИИС КУЭ, состоящий из 33 точек измерений, включающих измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал c учетом «постоянной» счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности.
Измерения активной мощности микропроцессорным счетчиком выполняются путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Передача информации с первого уровня на второй уровень (ИВКЭ) осуществляется в цифровом виде по инициативе УСПД по каналам связи. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД.
Со второго уровня по запросу ИВК передается информация, идентичная информации передаваемой от ИИК в ИВКЭ.
В ИВК выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных и справочных документов.
Сервер БД ИВК АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от утвержденных типов третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, которая сохраняется в базу данных сервера БД ИВК без изменений.
Ежедневно, до 12 часов по местному времени, рабочего дня, следующего за операционными сутками, сервер ИВК ОАО «Славнефть-ЯНОС» направляет на АРМ ООО «РН-Энерго» данные по точкам измерений АИИС КУЭ ОАО «Славнефть-ЯНОС» по электронной почте в формате XML. Далее по точкам измерения передаются с АРМа ООО «РН-Энерго» в формате XML, подписанные ЭЦП в ПАК ОАО «АТС».
В состав ПО АИИС КУЭ входит: системное ПО – операционная система Windows, прикладное ПО – ПО «АльфаЦЕНТР», реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных (СУБД).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, сервера).
В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов УСВ-3, ВЛСТ 240.00.000 А2Б2, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16), который подключен к УСПД RTU-327. Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСПД RTU-327. Коррекция времени в УСПД RTU-327 происходит от GPS-приемника. Корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени с временем GPS-приемника на величину более ±1 с.
Корректировка времени сервера осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±1 с.
Корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±1 с.
ПО Альфа-Центр при каждом опросе (1 раз в сутки) устанавливает точное время УСПД RTU-327.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
|
| Метрологические и технические характеристики | Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2- Состав ИК и основные характеристики измерительных каналов
| №
ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ,
ОРУ-110кВ,
ввод 110 кВ
Т-1 | KOTEF 400/5
к.т. 0,2S;
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 29696-05 | KOTEF
110000/√3/100/√3
к.т. 0,2;
Рег. №
29696-05 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | | 2 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ,
ОРУ-110кВ,
ввод 110 кВ,
Т-2 | KOTEF 400/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
29696-05 | KOTEF
110000/√3/100/√3
к.т. 0,2;
Рег. № 29696-05 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 3 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ,
РУ-35 кВ,
I СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ
«Заводская -1» | ТВ 35-IV 600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
3198-89 | ЗНОМ-35-65
35000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
912-07 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | | 4 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ,
РУ-35 кВ,
II СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ
«Заводская -2» | ТВ 35-IV 600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
3198-89 | ЗНОМ-35-65 35000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
912-07 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 5 | ПС «ГПП-6»
35/6 кВ, РУ-35 кВ
ввод 35 кВ
Т-2 | TPU 7
750/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 6 | ПС ГПП-5
35/6 кВ, РУ-35 кВ
I СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ
«Заводская -3» | TPU 7
750/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 7 | ГПП-8
«Очистные сооружения»
35/6 кВ,
РУ-6 кВ сек. 1 6кВ,
ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
1261-08 | НТМИ-6-66
6000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
2611-70 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 8 | ГПП-8
«Очистные сооружения»
35/6 кВ
РУ-6 кВ сек. 2 6 кВ
ввод 6 кВ
Т-2 | ТПОЛ-10
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
1261-08 | НТМИ-6-66
6000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
2611-70 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 9 | ПС ГПП-4
110/35/6 кВ
ввод -110 кВ
Т-1 | KOTEF
400/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
29696-05 | KOTEF
110000/√3/100/√3
к.т. 0,2;
Рег. №
29696-05 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 10 | ПС ГПП-4
110/35/6 кВ
ввод -110 кВ
Т-2 | KOTEF
400/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
9696-05 | KOTEF
110000/√3/100/√3
к.т. 0,2;
Рег. №
29696-05 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 11 | ПС ГПП-4
110/35/6 кВ
РУ-35 кВ
I СШ 35 кВ
ВЛ-35 кВ
«Заводская-5» | TPU 7
1000/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 12 | ПС ГПП-4
110/35/6 кВ
РУ-35, II СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ
«Заводская-6» | TPU 7
1000/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | | 13 | ПС ГПП-9
110/35/6 кВ,
ввод 110 кВ, Т-1 | EXT-CT0
600/5
к.т. 0,2S;
Рег. № 33112-06 | STE3/123
110000/ √3/100 /√3
к.т. 0,5;
Рег. № 33110-06 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. № 31857-06 | | 14 | ПС ГПП-9
110/35/6 кВ,
ввод -110 кВ, Т-2 | EXT-CT0
600/5
к.т. 0,2S;
Рег. № 33112-06 | STE3/123
110000/ √3/100 /√3
к.т. 0,5;
Рег. № 33110-06 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. № 31857-06 | | 15 | ПС ГПП-9
9 110/35/6 кВ,
РУ-35 кВ,
I СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ «Заводская-5» | TPU 7
600/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 16 | ПС ГПП-9
110/35/6 кВ
РУ-35 кВ,
II СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ
«Заводская-4» | TPU 7
750/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
25578-08 | TJP 7
35000/√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
25432-08 | А 1802
RALQ-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 17 | ПС «Водозабор»
35/6 кВ
РУ-6 кВ,
I CШ 6 кВ
ввод 6 кВ Т-1 | ТШ-ЭК-0,66
600/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
59785-15 | 4МТ32 ZEK
6000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
74485-19 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 18 | ПС
«Водозабор»
35/6 кВ
РУ-6 кВ,
II CШ 6 кВ
КЛ-6 кВ ввод 2 | ТШ-ЭК-0,66
600/5
к.т. 0,2S;
Рег. №
59785-15 | 4МТ32 ZEK
6000/100
к.т. 0,5;
Рег. №
74485-19 | А 1802
RLX-P4GB-DW-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
31857-06 | | 19 | ПС «Ярославль главный»
110/6/6 кВ
РУ-6 кВ фид.18 | ТОЛ-10
400/5
к.т. 0,5;
Рег. № 7069-07 | НТМИ-6-66
6000/100
к.т. 0,5;
Рег. № 2611-70 | ЕвроАльфа
EA05RL-B-4
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. № 16666-07 | | 20 | ПС «Ярославская»
220/110/10 кВ
ОРУ-110 кВ
ВЛ-110
«Топливная» | ТФГМ-110
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1
110000 /√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
24218-12 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 21 | ПС
«Ярославская»
220/110/10 кВ
ОРУ-110 кВ
ВЛ-110
«Химическая» | ТФГМ-110
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1
110000 /√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
24218-12 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 22 | ПС
220/110/10 кВ
«Ярославская»
ОРУ-110 кВ,
яч. ВЛ-110 кВ «Ярославская 3» | ТФГМ-110
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1
110000 /√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
24218-12 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | RTU-327
Рег. №
41907-09 | | 23 | ПС
220/110/10 кВ
«Ярославская»
ОРУ-110 кВ,
яч. ВЛ-110 кВ «Ярославская 2 2» | ТФГМ-110
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1
110000 /√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
24218-12 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 24 | ПС
220/110/10 кВ
«Ярославская»
ОРУ-110 кВ,
ОСШ-110 кВ
ОВ-110 кВ | ТФГМ-110
1500/5
к.т. 0,5;
Рег. №
52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1
110000 /√3/100/√3
к.т. 0,5;
Рег. №
24218-12 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,5S/1,0;
Рег. №
27524-04 | | 25 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3505
ВЛ-35 кВ
«Заводская-1» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 26 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3507
ВЛ-35 кВ
«Заводская-2» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 27 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3509
ВЛ-35 кВ
«Заводская-3» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 28 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3511
ВЛ-35 кВ
«Заводская-4» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 29 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3513
ВЛ-35 кВ
«Заводская-5» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 30 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ЗРУ-35 кВ
яч. № 3515
ВЛ-35 кВ
«Заводская-6» | ТПОЛ-35
600/5
к.т. 0,5;
Рег. №
5717-76 | ЗНОМ-35-65
35000: √3/100: √3
к.т. 0,5;
Рег. №
912-05 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 31 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ОРУ-110 кВ
II СШ 110 кВ,
яч. № 4
ВЛ-110 кВ
«Ярославская-2» | ТОГФ-110
1000/5
к.т. 0,5S;
Рег. №
44640-10 | ЗНГ-110
110000: √3/100: √3
к.т. 0,2;
Рег. №
41794-09 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | | 32 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ ОРУ-110 кВ
I СШ 110 кВ,
яч. № 4
ВЛ-110 кВ
«Ярославская-3» | ТОГФ-110
1000/5
к.т. 0,5S;
Рег. №
44640-10 | ЗНГ-110
110000: √3/100: √3
к.т. 0,2;
Рег. №
41794-09 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | 33 | Ярославская ТЭЦ-3
110/35 кВ
ОРУ-110 кВ
ОВВ-110 кВ | ТОГФ-110
1000/5
к.т. 0,5S;
Рег. №
44640-10 | ЗНГ-110
110000: √3/100: √3
к.т. 0,2;
Рег. №
41794-09 | СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
Рег. №
27524-04 | | Примечания:
Допускается применение аналогичных средств измерений утвержденного типа с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных средств измерений.
Замена оформляется актом в установленном на предприятии – владельце АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), % | | 1,2,9,10 | Активная
Реактивная | 0,6
1,3 | 2,1
3,4 | | 3,4,7,8,17,18,
20-23, | Активная
Реактивная | 1,6
4,0 | 5,4
5,2 | | 5,6,11-16 | Активная
Реактивная | 1,3
3,9 | 2,4
5,0 | | 19,24-30 | Активная
Реактивная | 2,6
4,0 | 5,6
5,3 | | 31-33 | Активная
Реактивная | 1,2
1,9 | 1,7
2,5 | | Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Ход часов компонентов системы ±5 с/сутки.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % Uном
ток, % от Iном | от 98 до 102
от 100 до 120 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | частота, Гц
коэффициент мощности cosφ; | от 49 до 51
0,8 | | температура окружающего воздуха, ºС
относительная влажность воздуха, %
атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)
индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от +21 до +25
от 30 до 80
от 84 до 106 (от 630 до 795)
0,05 | | Рабочие условия эксплуатации:
напряжение, % Uном;
ток, % от Iном,
частота, Гц
коэффициент мощности cosφ
температура окружающей среды для ТТ и ТН, ºС
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электрической энергии, ºС
относительная влажность воздуха, %
атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)
индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от 90 до 110
от 5до 120
от 49 до 51
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -40 до +60
от -40 до +60
до 90
84 до 106 (от 630 до 795)
0,05 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электрической энергии:
средняя наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, сутки, не более
УСПД:
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000
2
50000
2
60000
1 | | Глубина хранения информации:
Счетчик электрической энергии:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
при отключении питания, лет, не менее
ИВКЭ:
– хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений | 100
10
от 3 суток (для коротких интервалов и параметров электросети) до 210 суток
за весь срок эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР.
|
