Номер по Госреестру СИ: 76436-19
76436-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3 e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» |
1.1.1.1 и выше |
Цифровой идентификатор pso metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
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 ЭС-62-06/2019-10.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №1-RA.RU.311468-2019 от 01.03.2019 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно -измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;
-
- трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
-
- по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-
- по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-
- по МИ 3598-20018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
-
- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
- миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
-
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
-
- прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)
ИНН 7802222000
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург,7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом.7-Н
Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71
Факс: 8 (812) 368-02-72
Е-mail: office@energoservice.net
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»
(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)
Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1
Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75
Факс: 8 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest.spb.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий 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. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
-
2- й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД; формирование справочных и отчетных документов; передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
Трансформатор тока |
ТЛП-10-1 |
15 шт. |
Трансформатор напряжения |
UGE 3-35 |
18 шт. |
Трансформатор напряжения |
KOTEF 126 |
12 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
4 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
6 шт. |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» |
1 экз. |
Инструкция по формированию и ведению базы данных |
ЭС-52-08/2017-10.И4 |
1 экз. |
Инструкция по эксплуатации |
ЭС-52-08/2017-10.ИЭ |
1 экз. |
Руководство пользователя |
ЭС-52-08/2017-10.ИЗ |
1 экз. |
Технологическая инструкция |
ЭС-52-08/2017-10.И2 |
1 экз. |
Паспорт |
ЭС-52-08/2017-10.ПС |
1 экз. |
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений |
2- й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД; формирование справочных и отчетных документов; передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3 e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» |
1.1.1.1 и выше |
Цифровой идентификатор pso metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
Номер и диспетчерское наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик | |
1 |
2 |
3 |
4 | |
10.1 |
Г-1 выводы генератора |
ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 I ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.2 |
Г-2 выводы генератора |
ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 I ном (I макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 | |
10.3 |
Г-3 выводы генератора |
ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 30709-08 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06; |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.4 |
Г-4 выводы генератора |
ТЛП-10-1 2000/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.5 |
ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ-110 кВ ЛС-6 |
KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 |
KOTEF 126 110000/^3 / 100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.6 |
ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ-110 кВ ЛС-9 |
KOTEF 126 600/5 0,2S; ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 |
KOTEF 126 110000/^3 / 100/\''3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.7 |
ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 2, ВЛ-110 кВ ЛС-13 |
KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 |
KOTEF 126 110000/^3 / 100/\''3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 | |
10.8 |
ГЭС-10, ЗРУ-110 кВ, яч. 9, ВЛ-110 кВ ЛС-10 |
KOTEF 126 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 62296-15 |
KOTEF 126 110000/^3 / 100/\''3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 62296-15 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.9 |
ГЭС-10, ЗРУ-10 кВ, яч. 1, ВЛ-10 кВ ТМН-4 |
ТЛП-10-1 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 30709-08; |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
10.10 |
ГЭС-10 ЗРУ-10 кВ яч. 6 КЛ-10 кВ ЛЛСГ-1 |
ТЛО-10 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 25433-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Регистрационный № 31857-06 |
Примечание: - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электрической энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
10.1-10.4 |
Активная |
±0,9 |
±1,1 |
Реактивная |
±1,4 |
±2,0 | |
10.5-10.8 |
Активная |
±1,3 |
±1,8 |
Реактивная |
±1,9 |
±3,6 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
10.9 |
Активная |
±1,8 |
±2,2 |
Реактивная |
±2,7 |
±4,1 | |
10.10 |
Активная |
±1,9 |
±2,3 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 |
Примечания:
1 .Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч .
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cosj = 0,8инд.
Таблица 4 - Основные технические характеристики | |
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
10 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosф |
0,87 |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -30 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с |
±5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям;
ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы;
резервирование каналов связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику;
ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).