Номер по Госреестру СИ: 58052-14
58052-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Волгодонский комбинат древесных плит"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Наименование программ-ного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
14.03.01.02 |
25b98c6cd394aa17d f4bfc8badd85636 |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
498ca4f23e7d403af5 9f79502303c5ea | |||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Ameta.exe |
bf236ed4b9b88dc9e 006042e16d394d1 | |||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
d696def8639e23a10 e1898a466b8bd2f |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
14.03.01.02 |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c |
MD5 |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Волгодонский комбинат древесных плит»», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит»
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 58052-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;
-
- 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;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Тел.: (495) 640-96-09
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»
(ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056, г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35 HVS, расположенные в ОАО «ЭК «Восток».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модемы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM - на верхний уровень системы. На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициен-
тов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с УССВ, сличение ежесекундное, коррекция часов сервера происходит при обнаружении расхождения ±0,5 с. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Допускаемая нестабильность времени счетчиков в нормальных условиях ± 3 с/сут. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента |
Тип компонента |
№ Госреестра |
Количество |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-110Б |
24811-03 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
38395-08 |
2 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
36382-07 |
3 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТТИ-А |
28139-04 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
14205-05 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
20175-01 |
5 |
Сервер с программным обеспечением |
« АльфаЦЕНТР» |
— |
1 |
Автоматизированное рабочее место |
— |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35 HVS, расположенные в ОАО «ЭК «Восток».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модемы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM - на верхний уровень системы. На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициен-
тов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с УССВ, сличение ежесекундное, коррекция часов сервера происходит при обнаружении расхождения ±0,5 с. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Допускаемая нестабильность времени счетчиков в нормальных условиях ± 3 с/сут. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Наименование программ-ного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
14.03.01.02 |
25b98c6cd394aa17d f4bfc8badd85636 |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
498ca4f23e7d403af5 9f79502303c5ea | |||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Ameta.exe |
bf236ed4b9b88dc9e 006042e16d394d1 | |||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
d696def8639e23a10 e1898a466b8bd2f |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
14.03.01.02 |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c |
MD5 |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Волгодонский комбинат
древесных плит» и их основные метрологические характеристики
Номер точки измерений-на од-ноли-нейной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная по-грешность, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ях9% |
1 |
ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 2532 Зав. № 2486 Зав. № 2539 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 18319 Зав. № 19229 Зав. № 19767 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030024 |
HP ProLiant DL380 G4 Зав. № GB8526 D3D9 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,3 |
± 3,2 ± 4,6 |
2 |
ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 2513 Зав. № 2480 Зав. № 2474 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 19861 Зав. № 19756 Зав. № 18407 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 05030088 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,3 |
± 3,2 ± 4,6 | |
3 |
ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ЗРУ-10 кВ, яч.№51 «Шлюз- 14» |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 32303 Зав. № 32332 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 536 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030091 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,3 |
± 3,2 ± 4,6 | |
4 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, рубильник Р-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 095095 Зав. № 164219 Зав. № 086255 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 07030001 |
Активная Реак тивная |
± 1,0 ± 1,9 |
± 3,1 ± 4,4 | |
5 |
ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, фидер №7, автомат ВА51 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Е27156 Зав. № Е27147 Зав. № Е27148 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 07030026 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 1,9 |
± 3,1 ± 4,4 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
5 Рабочие условия эксплуатации :
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (япф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон
силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности
cosф (Бтф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до
плюс 55 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 13 °С до плюс 33 °С.
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УССВ на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- устройство синхронизации системного времени УССВ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 859 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
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 :
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения ;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии ( функция автоматизирована );
- ИВК (функция автоматизирована ).
Возможность сбора информации :
- о состоянии средств измерений ;
- о результатах измерений ( функция автоматизирована ).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована );
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована ).
Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - 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).