Номер по Госреестру СИ: 60898-15
60898-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Камышинский Текстиль"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Альфа-ЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Идентиф икационные признаки |
Значение | |||||
Идентиф икационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Ameta.exe |
Cdbora2.dll |
En- cryptdll.dll |
Al- phamess.dll |
Номер версии (иден- | ||||||
тификационный но- |
15.02.01.01 | |||||
мер) ПО | ||||||
d33d68e1 |
fa286953 |
5dd3f988b |
7db1e41730 56a92e733ef ccfc56bc99e |
0939ce052 |
b8c331abb5 | |
Цифровой иденти- |
075c6e81 |
fe361b56 |
e4b717e9e |
95fbcbbba |
e34444170e | |
фикатор ПО |
310de2ae0 |
8a87a108 |
0b6c1e3e7 |
400eeae8d |
ee9317d635 | |
7ea685a |
ccc7daf2 |
7685a |
0572c |
cd | ||
Алгоритм вычисле- | ||||||
ния цифрового иден- |
MD5 | |||||
тификатора ПО |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Камышинский Текстиль»», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль»
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 60898-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 23 апреля 2015 г.
Перечень основных средств 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»;
-
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
- устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростетс-Москва» 17 мая 2013 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центрэнерго»
(ООО «Центрэнерго»)
Адрес: 123022, г. Москва, ул. Рочдельская, д.15, стр.15
Тел./факс (495) 641-81-05
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1 стр.2
Тел.: (495) 640-96-09
Факс: (495) 640-96-06
E-mail: info@t-souz.ru www.t-souz.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по
ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов, далее по каналу связи с помощью сети Ethernet - на сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1 PPS) к шкале времени UTC (SU) ± 1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с УССВ-2, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
831-53 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-10 |
363-49 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
831-69 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
50460-12 |
7 |
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
54074-13 |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов, далее по каналу связи с помощью сети Ethernet - на сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1 PPS) к шкале времени UTC (SU) ± 1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с УССВ-2, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Альфа-ЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Идентиф икационные признаки |
Значение | |||||
Идентиф икационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Ameta.exe |
Cdbora2.dll |
En- cryptdll.dll |
Al- phamess.dll |
Номер версии (иден- | ||||||
тификационный но- |
15.02.01.01 | |||||
мер) ПО | ||||||
d33d68e1 |
fa286953 |
5dd3f988b |
7db1e41730 56a92e733ef ccfc56bc99e |
0939ce052 |
b8c331abb5 | |
Цифровой иденти- |
075c6e81 |
fe361b56 |
e4b717e9e |
95fbcbbba |
e34444170e | |
фикатор ПО |
310de2ae0 |
8a87a108 |
0b6c1e3e7 |
400eeae8d |
ee9317d635 | |
7ea685a |
ccc7daf2 |
7685a |
0572c |
cd | ||
Алгоритм вычисле- | ||||||
ния цифрового иден- |
MD5 | |||||
тификатора ПО |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Камышинский Текстиль» и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная по-грешность, % |
По-грешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТПЛ-10 У3 |
актив | |||||||
Кл.т. 0,5 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1020 |
ПСЧ- |
ная | |||||
ТП-5, |
300/5 |
4ТМ.05МК.00 |
± 1,3 |
± 3,3 | ||||
1 |
РУ-10 кВ, яч. 1 |
Зав. № 65694 Зав. № |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112141523 |
реактив- |
± 2,5 |
± 5,7 | ||
65695 |
ная | |||||||
ТПЛМ-10 |
НОМ-10-66У4 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3131 Зав. № 3135 |
актив | ||||||
Кл.т. 0,5 |
ПСЧ- |
ная | ||||||
ТП-25А, |
300/5 |
4ТМ.05МК.00 |
± 1,3 |
± 3,3 | ||||
2 |
РУ-10 кВ, |
Зав. № |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
яч. 1 |
18960 Зав. № 79120 |
Зав. № 1112140305 |
реактив-ная |
± 2,5 |
± 5,7 | |||
НОМ-10-66У4 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3132 Зав. № 6266 |
HP |
актив | ||||||
ТПЛ-10 У3 |
ПСЧ- |
ProLiant |
ная | |||||
3 |
ТП-25А, РУ-10 кВ, |
Кл.т. 0,5 200/5 |
4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 |
DL320e Зав. № |
± 1,3 |
± 3,3 | ||
яч. 9 |
Зав. № 0432 Зав. № 1606 |
Зав. № 1112143484 |
CZ144202 D8 |
реактив-ная |
± 2,5 |
± 5,7 | ||
актив | ||||||||
ТПЛ-10 У3 |
НТМИ-10- |
ПСЧ- |
ная | |||||
ТП-7А, |
Кл.т. 0,5 |
66У3 |
4ТМ.05МК.00 |
± 1,3 |
± 3,3 | |||
4 |
РУ-10 кВ, |
300/5 |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
яч. 1 |
Зав. № 1444 |
10000/100 |
Зав. № |
реак- |
± 2,5 |
± 5,7 | ||
Зав. № 2049 |
Зав. № 2716 |
1112141505 |
тив- | |||||
ная | ||||||||
актив | ||||||||
ТПЛ-10 |
НТМИ-10- |
ПСЧ- |
ная | |||||
ТП-7А, |
Кл.т. 0,5 |
66У3 |
4ТМ.05МК.00 |
± 1,3 |
± 3,3 | |||
5 |
РУ-10 кВ, |
400/5 |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
яч. 15 |
Зав. № 488 |
10000/100 |
Зав. № |
реак- |
± 2,5 |
± 5,7 | ||
Зав. № 542 |
Зав. № 2831 |
1112143491 |
тив- | |||||
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
ТП-5, РУ-10 кВ, яч. 18 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 30775 Зав. № 43081 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1013 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112140696 |
HP ProLiant DL320e Зав. № CZ144202 D8 |
актив ная реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 |
7 |
ТП-7, РУ-10 кВ, яч. 18 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1728 Зав. № 6297 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 987 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112141617 |
актив ная реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 |
Примечания
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.
-
4 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
-
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УССВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
-
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения на счетчике;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
- ИВК (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).
Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).