Номер по Госреестру СИ: 89690-23
89690-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Исикитимцемент"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Искитимцемент» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени; сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра-паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Искитимцемент», аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310473.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ПравообладательАкционерное общество «Искитимцемент» (АО «Искитимцемент»)
ИНН 5446102070
Юридический адрес: 633209, Новосибирская обл., г. Искитим, ул. Заводская, д. 1А Телефон: (38343) 2-35-02
Факс: (38343) 4-93-75
Web-сайт: www.iskitimcement.ru
E-mail: info.iskcem@sibcem.ru
Изготовитель
Акционерное общество «Сибэнергоконтроль» (АО «Сибэнергоконтроль»)ИНН 4205290890
Адрес: 650992, Кемеровская область - Кузбасс, г. Кемерово, пр. Советский, д. 6, оф. 37
Телефон: (3842) 48-03-50
E-mail: sibencontrol@mail.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Кемеровской области - Кузбассе» (ФБУ «Кузбасский ЦСМ»)Адрес: 650991, Кемеровская область - Кузбасс, г. Кемерово, ул. Дворцовая, д. 2 Телефон: (3842) 36-43-89
Факс: (3842) 75-88-66
Web-сайт: www.kuzcsm.ru, \\л\л\'.кузцсм.р(()
E-mail: info@kuzcsm.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Искитимцемент» (АО «Искитимцемент»)ИНН 5446102070
Юридический адрес: 633209, Новосибирская обл., г. Искитим, ул. Заводская, д. 1А Телефон: (38343) 2-35-02
Факс: (38343) 4-93-75
Web-сайт: www.iskitimcement.ru
E-mail: info.iskcem@sibcem.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) (за исключением измерительных каналов №№ 18 и 19), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи - проводники и приборы, подключенные к измерительным обмоткам ТТ и ТН;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, средства приёма-передачи данных (модемы, каналообразующая аппаратура);
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений (сервер БД) с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера БД в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
-
- резервирование баз данных на DVD-дисках;
-
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей, и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
-
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
-
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ;
-
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере сбора и хранения данных уровня ИВК, УСПД и счетчиках;
-
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиям АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация и журналы событий по счетчикам электрической энергии направляются на УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется и далее по автоматическим запросам передается на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПК «Энергосфера» на сервере БД. Просмотр полученной информации об электропотреблении по всем измерительным каналам (ИК) доступен на автоматизированном рабочем месте (АРМ).
С ИВК АИИС КУЭ данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, УССВ, сервера БД уровня ИВК), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВКЭ СОЕВ организована с помощью подключенного к УСПД УССВ ЭНКС-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS и обеспечивает автоматическую синхронизацию внутренних часов УСПД по протоколу синхронизации NTP с использованием сети Ethernet.
Не менее одного раза в сутки производится синхронизация времени сервера БД ИВК по времени УСПД при условии расхождения времени сервера БД и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Сравнение показаний часов счетчиков ИК и ИВКЭ осуществляется один раз в сутки при опросе счетчиков, синхронизация осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 35. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛШ |
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ |
12 |
Трансформатор тока |
ТШЛ-0,66-УШ-2 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛК |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
8 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ |
4 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПОФ |
2 |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-НТЗ |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НИОЛ-СТ |
3 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
8 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
4 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
5 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
2 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
У стройство синхронизации системного времени |
ЭНКС-2 |
1 |
Сервер БД |
HPE ProLiant DL160 |
1 |
Формуляр-паспорт |
07.2021.036-АУ.ФО-ПС |
1 |
Руководство по эксплуатации |
07.2021.036-АУ.РЭ |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
Но мер ИК |
Наименование объекта |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УССВ |
Сервер БД |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.327 |
ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HPE ProLiant DL160 |
2 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.403 |
ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |||
3 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.322 |
ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
4 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.405 |
ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
5 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.315 |
ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
6 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.412 |
ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. №36697-17 | |||
7 |
РТП-3 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.17 |
ТШЛ-0,66^Ш-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16 |
НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18 |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18 | |||
8 |
РТП-3 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16 |
тшл-0,66-уш-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16 |
НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18 |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18 | |||
9 |
ТП 6 кВ №10, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.28 |
ТЛК 50/5, КТ 0,5 Рег. № 42683-09 |
НАМИТ-10 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
10 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 |
ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 |
НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
11 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15 |
ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 |
НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HPE ProLiant DL160 |
12 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.3 |
ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 |
НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
13 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.8 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
14 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.10 |
ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16 |
НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
15 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.19 |
ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
16 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.20 |
ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
17 |
ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.25 |
ТПЛ-10-М 400/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-03 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
18 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 15174-01 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
19 |
ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
20 |
ТП 3 кВ №2, ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.5 |
ТПОФ 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Примечания:
-
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик;
-
2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа;
1
2
3
4
5
6
7
8
-
3 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа;
-
4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
-
5 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
-
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Г раницы основной погрешности, (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с |
1 - 6, 15 - 17 |
Активная |
1,6 |
2,1 | |
Реактивная |
2,9 |
3,5 | ||
7 - 9, 20 |
Активная |
1,7 |
2,3 | |
Реактивная |
3,0 |
3,8 | ||
10 - 12, 14 |
Активная |
1,5 |
2,0 |
±5 |
Реактивная |
2,9 |
3,4 | ||
13 |
Активная |
1,7 |
2,2 | |
Реактивная |
2,9 |
3,7 | ||
18 - 19 |
Активная |
1,6 |
2,2 | |
Реактивная |
2,9 |
3,7 | ||
Примечания: | ||||
| ||||
соответствующие вероятности Р |
= 0,95; | |||
3 Погрешность |
в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего | |||
воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
20 |
Нормальные условия:
|
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации:
|
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +50 |
1 |
2 |
- температура окружающей среды для ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С |
от -45 до +70 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01, ПСЧ-4ТМ.05М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД ЭКОМ-3000: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УССВ ЭНКС-2: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Сервер БД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, более |
10 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
Сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий электросчетчиков: параметрирования; пропадания питания;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- в журнале событий УСПД:
параметрирования;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения; пропадания питания;
результатов самодиагностики;
попыток несанкционированного доступа;
коррекции времени в электросчетчиках и УСПД с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректированы электросчетчики или УСПД;
- в журнале событий сервера БД:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения; факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИВКЭ «Журналы событий» счетчиков электроэнергии и УСПД. Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСПД;
УССВ; сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля УСПД;
установка пароля на сервер БД.