Номер по Госреестру СИ: 56868-14
56868-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО "КВАДРА" - "Восточная генерация" на объекте Липецкая ТЭЦ-2
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения Липецкой ТЭЦ-2, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Другие идентификационные данные |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
3.28.6.0 |
6BE70157 |
amrserver.exe |
CRC32 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
3.29.2.0 |
D0893292 |
amrc.exe |
CRC32 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
3.29.2.0 |
3D3B9794 |
amra.exe |
CRC32 |
Драйвер работы с БД |
3.29.0.0 |
74A48292 |
cdbora2.dll |
CRC32 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков Альфа |
2.0.0.0 |
BD63F2C9 |
encryptdll.dll |
CRC32 |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
- |
A99F4657 |
alphamess.dll |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЦЭ 2011-13.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу ИЦЭ 2011-13.01.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 26.12.2013 г.
Основные средства поверки:
-
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800. «Методика поверки». ДЯИМ.411152.018 МП;
-
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных Альфа A1R - в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа. Методика поверки», согласованной ВНИИМ им. Д. И. Менделеева;
-
- для устройства сбора и передачи данных RTU-325 ДЯИМ.466.453.005 МП
-
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
-
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергия» 153007, г. Иваново, ул. 1-я Минеевская, д. 4, пом. 1003.
e-mail: ic_energia@mail.ru, тел: (4932) 366-300, факс: (4932) 581-031.
Испытательный центр
:Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ», 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3 тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
-
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений), устройства синхронизации системного времени УССВ-35НVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
Лист № 2 Всего листов 9
Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью интерфейса RS-485 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» (производства ООО «Эльстер Метроника», № 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.
На уровне ИВК обеспечивается:
-
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
-
- автоматическое выполнение коррекции времени;
-
- сбор данных о состоянии средств измерений;
-
- контроль достоверности результатов измерений;
-
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
-
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
-
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
-
- ведение нормативно-справочной информации;
-
- ведение «Журналов событий»;
-
- формирование отчетных документов;
-
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
-
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
-
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
-
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
-
- диагностику работы технических средств и ПО;
-
- разграничение прав доступа к информации;
-
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
-
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
-
- показатели режимов электропотребления;
-
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
-
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой
Лист № 3 Всего листов 9 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
-
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. УСПД осуществляет сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.
Сервер обеспечивает сбор измеренной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электроэнергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а так же сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального потребления.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя два yCCB-35HVS. УСПД RTU-325 периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов yCCB-35HVS. Ход часов УСПД ± 0,5 с/сут. При обнаружении расхождения больше ± 2 с УСПД RTU-325 производит корректировку показаний собственных часов. Связь с УССВ-35HVS осуществляется по СОМ-порту.
Часы счетчиков синхронизируются от УСПД. Сличение показаний часов счетчиков с показаниями часов УСПД осуществляется при каждом опросе, корректировка выполняется при расхождении показаний часов счетчиков с показаниями часов на УСПД ±2 с. Ход часов счетчиков составляет ± 0,5 с/сут.
Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ-35HVS. При обнаружении расхождения больше ± 2 с сервер производит корректировку показаний своих часов.
Ход часов компонентов системы за сутки с учетом задержки времени в линиях связи не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер.
Лист № 4 Всего листов 9
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии A1802RAL-P4GB-DW-4 |
12 | |
Счетчик электрической энергии A1R-3-0L-C25-T |
2 | |
Трансформатор тока ТБМО-110 |
24 | |
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
10 | |
Трансформатор тока ТФЗМ-150Б-1 |
6 |
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 |
12 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 |
6 | |
Сервер БД Proliant DL3 80G4 | ||
УСПД RTU-325 |
1 | |
Устройство синхронизации системного времени типа УССВ-35HVS из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» |
2 | |
Специализированное программное обеспечение из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР» |
1 | |
Методика поверки ИЦЭ 2011-13.01.МП |
1 | |
Руководство по эксплуатации ИЦЭ 2011 -13.01.РЭ |
1 | |
Паспорт ИЦЭ 2011-13.01.ПС |
1 |
Состав 1-го уровня и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики ИК и состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ.
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го уровня ИК |
Вид электроэнергии |
Метроло характе И |
гические ристики К | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 "Левая" |
ТБМО-110; 200/1; к. т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802КАЬ- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
2 |
ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 "Правая" |
ТБМО-110; 200/1; к. т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802ДАЬ- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
3 |
ВЛ-110 кВ Промыш ленная |
ТБМО-110; 200/1; к. т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802ДАЬ- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
4 |
ВЛ-110 кВ Чугун "Правая" |
ТБМО-110; 200/1; к. т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802ДАЬ- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
5 |
ВЛ-110 кВ Чугун "Левая" |
ТБМО-110; 200/1; к. т. 0,2S; № 23256-05 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802ДАЬ- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-06 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
6 |
"Водогрейная котельная" СМО-1 |
ТЛМ-10; 200/5; к. т. 0,5; №2473-00 в Госреестре |
ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре |
A1R-3-0L-C25- T к.т. 0,2S/0,5; №14555-02 в Госреестре |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±3,3 ±4,7 |
7 |
"Водогрейная котельная" СМО-2 |
ТЛМ-10; 200/5; к. т. 0,5; № 2473-00 в Госреестре |
ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре |
A1R-3-0L-C25- T к.т. 0,2S/0,5; № 14555-02 в Госреестре |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±3,3 ±4,7 |
8 |
ВЛ-110 кВ ГПП-6 Пра вая |
ТБМО-110; 300/1; к. т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
А1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го уровня ИК |
Вид электроэнергии |
Метроло характе И |
гические ристики К | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ВЛ-110 кВ ГПП-6 Ле вая |
ТБМО-110; 300/1; к. т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
10 |
ВЛ-110 кВ ГПП-5 Ле вая |
ТБМО-110; 300/1; к. т. 0,2S; № 23256-11 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±3,3 ±4,7 |
11 |
ВЛ-110 кВ РП-2 Пра вая |
ТФЗМ- 150Б-1; 1200/5; к.т. 0,5; № 5313-76 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±3,3 ±4,7 |
12 |
ВЛ-110 кВ РП-2 Левая |
ТФЗМ- 150Б-1; 1200/5; к.т. 0,5; № 5313-76 в Госреестре |
НКФ-110-57 У1; 110000/100; к.т. 0,5; № 14205-94 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,7 ±2,0 |
±1,1 ±2,4 |
13 |
"Водогр. котельная" РТК-1 |
ТЛМ-10; 200/5; к. т. 0,2S; № 48923-12 в Госреестре |
ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
14 |
"Водогр. котельная" РТК-2 |
ТЛМ-10; 200/5; к. т. 0,2S; № 48923-12 в Госреестре |
ЗНОЛ.06; 6000/^3/100^3; к.т. 0,5; № 3344-04 в Госреестре |
A1802RAL- P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № 31857-11 в Госреестре |
активная реактивная |
±0,8 ±1,6 |
±2,4 ±2,6 |
Примечания:
-
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
-
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Нормальные условия:
-параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,8 инд.;
-температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
-относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
Лист № 7 Всего листов 9 -атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
-напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
-частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц
-индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
-
4. Рабочие условия:
-параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном,
0,5 инд < cos j < 0,8 емк;
-температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
-относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха
30 °С;
-атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
-частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
-индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
-
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной энергии;
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
-счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
-ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы;
-ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - 3 месяца;
-
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
-счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
-УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
-сервер - среднее время наработки на отказ не менее 113060 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.