Номер по Госреестру СИ: 48202-11
48202-11 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Корпорация ГРИНН"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ЗАО «Корпорация «ГРИНН» используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы указанные в таблице 2. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 2 - |
Идентификационные данные ПО | |||
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
«Пирамида 2000» |
3.0 |
- | ||
Модуль «Доставка данных» (Deliv-ery.exe) |
Программа отправки XML-отчётов |
1.0.0.0 |
04fcc1f93fb0e701 ed68cdc4ff54e970 |
MD5 |
Модуль «Синхронизация времени» (T imeSynchro. exe) |
Программа синхронизации времени серверу сбора |
1.0.0.0 |
a07b45593fe1aa42 5be8853c74c29326 |
MD5 |
Конфигуратор ИКМ (OperS50.exe) |
Программа конфигурирования сервера сбора |
2.0.0.0 |
F46c7a9943da0ebf1 3e450ddebcab340 |
MD5 |
Пирамида 2000 - АРМ (P2kClient.exe) |
Программа формирования отчётов |
0.9.0.0 |
f0655ce38fac1527a 62a1b34402303f5 |
MD5 |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) |
Программа оперативного сбора данных |
1.4.9.27 |
a882a7539732f98fd7 a0442d92f042e6 |
MD5 |
Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п |
Наименование объ екта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Контроллер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
г. Белгород, пр-т Б.Хмельницкого, д. 137 | ||||||||
1 |
РП №81 6/0,4 кВ; Ввод 1 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 02900-10 Зав. № 02879-10 Госреестр № 38202-08 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0008434 Зав. № 0008435 Зав. № 0008391 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612102582 Госреестр № 36355-07 |
Сикон ТС-65 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,4 ± 5,4 |
2 |
РП №81 6/0,4 кВ; Ввод 2 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 02868-10 Зав. № 02913-10 Госреестр № 38202-08 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0008668 Зав. № 0008648 Зав. № 0118650 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612102873 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,4 ± 5,4 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
г. Курск, ул. 50 лет Октября, д.98 | ||||||||
3 |
ТП-10/0,4 кВ, РУ- 10 кВ, ввод № 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 23523-10 Зав. № 23953-10 Госреестр № 32139-06 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1004461 Зав. № 1004409 Зав. № 1004411 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605110173 Госреестр № 3635507 |
Сикон ТС-65 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,4 |
4 |
ТП-10/0,4 кВ, РУ- 10 кВ, ввод № 2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 23888-10 Зав. № 23463-10 Госреестр № 32139-06 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1004376 Зав. № 1004455 Зав. № 1004390 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0604112281 Госреестр № 3635507 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,4 |
Лист № 3 всего листов 8
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Корпорация «ГРИНН».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация ГРИНН»
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.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ЗАО «Корпорация «ГРИНН».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 48202-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
-
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
-
• ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ;
-
• 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.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Тест-Энерго»ООО «Тест-Энерго»
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35 Тел.: (499) 755-63-32
Факс: (499) 755-63-32
E-mail: info@t-energo.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, контроллеры Сикон ТС-65, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (далее сервер СД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Пирамида 2000» функционирует на уровне ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УСВ-1. Время сервера АИИС синхронизировано со временем УСВ-1, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ-1 ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера один раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
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 |
Кол-во, шт. |
Трансформатор тока ТПЛ-СЭЩ-10 |
4 |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 У3 |
6 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10 У3 |
6 |
Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М |
4 |
Методика поверки |
1 |
Паспорт-формуляр |
1 |
Руководство по эксплуатации |
1 |
2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, контроллеры Сикон ТС-65, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (далее сервер СД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Пирамида 2000» функционирует на уровне ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УСВ-1. Время сервера АИИС синхронизировано со временем УСВ-1, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ-1 ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера один раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ЗАО «Корпорация «ГРИНН» используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы указанные в таблице 2. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 2 - |
Идентификационные данные ПО | |||
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
«Пирамида 2000» |
3.0 |
- | ||
Модуль «Доставка данных» (Deliv-ery.exe) |
Программа отправки XML-отчётов |
1.0.0.0 |
04fcc1f93fb0e701 ed68cdc4ff54e970 |
MD5 |
Модуль «Синхронизация времени» (T imeSynchro. exe) |
Программа синхронизации времени серверу сбора |
1.0.0.0 |
a07b45593fe1aa42 5be8853c74c29326 |
MD5 |
Конфигуратор ИКМ (OperS50.exe) |
Программа конфигурирования сервера сбора |
2.0.0.0 |
F46c7a9943da0ebf1 3e450ddebcab340 |
MD5 |
Пирамида 2000 - АРМ (P2kClient.exe) |
Программа формирования отчётов |
0.9.0.0 |
f0655ce38fac1527a 62a1b34402303f5 |
MD5 |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) |
Программа оперативного сбора данных |
1.4.9.27 |
a882a7539732f98fd7 a0442d92f042e6 |
MD5 |
Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п |
Наименование объ екта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Контроллер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
г. Белгород, пр-т Б.Хмельницкого, д. 137 | ||||||||
1 |
РП №81 6/0,4 кВ; Ввод 1 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 02900-10 Зав. № 02879-10 Госреестр № 38202-08 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0008434 Зав. № 0008435 Зав. № 0008391 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612102582 Госреестр № 36355-07 |
Сикон ТС-65 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,4 ± 5,4 |
2 |
РП №81 6/0,4 кВ; Ввод 2 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 02868-10 Зав. № 02913-10 Госреестр № 38202-08 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0008668 Зав. № 0008648 Зав. № 0118650 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612102873 Госреестр № 36355-07 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,4 ± 5,4 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
г. Курск, ул. 50 лет Октября, д.98 | ||||||||
3 |
ТП-10/0,4 кВ, РУ- 10 кВ, ввод № 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 23523-10 Зав. № 23953-10 Госреестр № 32139-06 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1004461 Зав. № 1004409 Зав. № 1004411 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605110173 Госреестр № 3635507 |
Сикон ТС-65 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,4 |
4 |
ТП-10/0,4 кВ, РУ- 10 кВ, ввод № 2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 23888-10 Зав. № 23463-10 Госреестр № 32139-06 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1004376 Зав. № 1004455 Зав. № 1004390 Госреестр № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0604112281 Госреестр № 3635507 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,4 |
Лист № 3 всего листов 8
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды: ТТ - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
-
4. Рабочие условия эксплуатации:
-
- для ТТ:
-
- параметры сети: диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
-
- для счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5
-
- 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 55 °C;;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «Корпорация «ГРИНН» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 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;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
-
- электросчетчика;
-
- сервера.
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).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- Сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).