Номер по Госреестру СИ: 90903-23
90903-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ПАО "Форвард Энерго"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Наименование программного модуля ПО |
ac metrology.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательПубличное акционерное общество «Форвард Энерго» (ПАО «Форвард Энерго») ИНН 7203162698
Юридический адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 10, эт. 15, помещ. 20 Телефон: +7 (495) 788-32-42
Web-сайт: www.frwd.energy
E-mail: forwardenergy@frwd.energy
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Форвард Энерго» (ПАО «Форвард Энерго») ИНН 7203162698
Адрес места осуществления деятельности: 454079, Челябинская обл., г. Челябинск, ул. Линейная, д. 69
Юридический адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 10, эт. 15, помещ. 20 Телефон: +7 (495) 788-32-42
Web-сайт: www.frwd.energy
E-mail: forwardenergy@frwd.energy
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью ИНВЕСТИЦИОННОИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)
Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15
Адрес места осуществления деятельности: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск,
ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2
Телефон: +7 (982) 282-82-82
E-mail: carneol@bk.ru
Правообладатель
Публичное акционерное общество «Форвард Энерго» (ПАО «Форвард Энерго») ИНН 7203162698Юридический адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 10, эт. 15, помещ. 20 Телефон: +7 (495) 788-32-42
Web-сайт: www.frwd.energy
E-mail: forwardenergy@frwd.energy
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
-
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
-
- ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений;
-
- периодический (1 раз в 30 минут) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
-
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте коммерческому оператору и внешним организациям с электронной подписью;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
-
- обеспечение отображения коэффициентов трансформации измерительных каналов (ИК) на уровне ИВК.
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй - верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы, осуществляется в ручном режиме с подтверждением подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Форвард Энерго».
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). СОЕВ включает в себя часы сервера АИИС КУЭ, счетчиков и ЭНКС-2. БКВ синхронизирует собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника сигналов ГНСС ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ЭНКС-2 происходит 1 раз в 30 минут. Коррекция шкалы времени сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении с показаниями ЭНКС-2 более чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1 с.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 средства измерений указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТВ-110/52 |
15 |
Трансформатор тока |
ТПОФ |
6 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
Трансформатор тока |
ТНШЛ-0,66 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПШФА |
3 |
Трансформатор тока |
ТШЛ |
3 |
Трансформатор тока |
ТШЛ 20 |
2 |
Трансформатор тока |
ТШЛ 20-1 |
1 |
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-1 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
12 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НОМ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ |
12 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
22 |
Блок коррекции времени |
ЭНКС-2 |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL 380 G7 |
1 |
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
1 |
Формуляр |
- |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ/Сервер |
Вид электрической энергии и мощности |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 - ЧТЗ 1 цепь |
ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 |
ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 |
активная реактивная |
2 |
Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -ЧТЗ 2 цепь |
ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 |
ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
3 |
Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -Бульварная |
ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 |
ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
4 |
Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 1, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 - Транзитная |
ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 |
ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
5 |
Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 6, ОМВ-110 кВ |
ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 |
ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
6 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 4 ТП3001-1 |
ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
7 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 27 ТП3001-2 |
ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 |
активная реактивная |
8 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 18 ЧТЗ РП-54-1 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
9 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 28 ЧТЗ РП-63-2 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
10 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 10 ЧТЗ РП-63-1 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
11 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 34 ЧТЗ РП-54-2 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
12 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 36 ЧТЗ РП-54-3 |
ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
13 |
РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 1Т |
ТНШЛ-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07 |
- |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
14 |
РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 2Т |
ТНШЛ-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07 |
- |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 |
активная реактивная |
15 |
ТГ-1 |
ТПШФА 5000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76646-19 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
16 |
ТГ-2 |
ТШЛ 5000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 46738-11 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
17 |
ТГ-3 |
ТШЛ 20 ТШЛ 20-1 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63 Рег. № 21255-03 |
ЗНОМ-15 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 76663-19 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
18 |
ТГ-4 |
ТШЛ-20-1 10000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
19 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-1 ТП-16 ввод 1 |
ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 |
A1802RALXQV-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
20 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-1 РП Линейная ввод 1 |
ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 |
A1802RALXQV-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
21 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-4 ТП-16 ввод 2 |
ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 |
A1802RALXQV-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 |
активная реактивная |
22 |
Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-4 РП Линейная ввод 2 |
ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 |
A1802RALXQV-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
П р и м е ч а н и я
|
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
Активная |
0,9 |
5,4 | |
1-5 |
Реактивная |
2,0 |
2,8 |
Активная |
1,2 |
5,7 | |
6-12 |
Реактивная |
2,5 |
4,1 |
Активная |
1,0 |
5,0 | |
13, 14 |
Реактивная |
2,1 |
4,0 |
Активная |
1,1 |
5,5 | |
15, 17 |
Реактивная |
2,3 |
2,9 |
Активная |
0,5 |
2,0 | |
16, 19-22 |
Реактивная |
1,1 |
2,0 |
Активная |
0,8 |
2,2 | |
18 |
Реактивная |
1,6 |
2,1 |
Пределы допускаемой погрешности |
±5 | ||
СОЕВ, с |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
22 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
1 |
2 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от -40 до +65 |
температура окружающей среды в месте расположения БКВ, °С |
от - 40 до +70 |
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал 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;
-
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
-
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
-
- журнал сервера:
-
- изменение значений результатов измерений;
-
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
-
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
-
- пропадание питания;
-
- замена счетчика;
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).