Номер по Госреестру СИ: 58165-14
58165-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "КЕММА" (АИИС КУЭ "КЕММА")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «КЕММА» (АИИС КУЭ «КЕММА») (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 |
Am- rserver.exe |
14.02 |
79143bc0e285e95d c0f9b0a041d4ac8a |
МD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
bf83e550c4c6e8a0 266b01f812b0a038 | |||
Драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
b9b1661362958442 262f0cabd45f9c08 | |||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
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 типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) «КЕММА» (АИИС КУЭ «КЕММА») типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «КЕММА» », 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) «КЕММА» (АИИС КУЭ «КЕММА»)
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 58165-14 «Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «КЕММА » (АИИС КУЭ «КЕММА»). 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 Меркурий 230 - в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
-
- устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоучет» (ООО «Энергоучет»)Юридический адрес: 454084, г. Челябинск, ул. Набережная, д. 9
Тел./факс: (351) 790-91-90 / 727-11-11; Е- mail: enuchet@chel.sumet.ru
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: 119631, 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 Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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 баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
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/GPRS-коммуникаторы, 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 коэффициентов 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-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с УССВ-2, сличение осуществляется 1 раз в час, коррекция часов сервера происходит при обнаружении расхождения ±2 с. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. 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, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
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 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
6 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
29390-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6-77 |
17158-98 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
4 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные статические |
Меркурий 230 |
23345-07 |
8 |
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
54074-13 |
1 |
Сервер с программным обеспечением |
« АльфаЦЕНТР» |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
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/GPRS-коммуникаторы, 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 коэффициентов 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-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с УССВ-2, сличение осуществляется 1 раз в час, коррекция часов сервера происходит при обнаружении расхождения ±2 с. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. 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, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
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 |
Am- rserver.exe |
14.02 |
79143bc0e285e95d c0f9b0a041d4ac8a |
МD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
bf83e550c4c6e8a0 266b01f812b0a038 | |||
Драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
b9b1661362958442 262f0cabd45f9c08 | |||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
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 «КЕММА» и их основные
метрологические характеристики
Но мер точки измерений на однолиней ной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная погреш ность, % |
По-грешность в рабо чих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, Ввод - Т1, яч. 22 -6кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 8983 Зав. № 9013 Зав. № 0687 |
НОМ-6-77 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10241 Зав. № 3513 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 04476633 |
DEPO Race S440S Зав. № 357529 -001 |
Актив ная Реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 |
2 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, Ввод - Т2, яч. 7 -6кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 29625 Зав. № 8903 Зав. № 28330 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № АЕТР |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 04473498 |
Актив ная Реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | |
3 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, ТСН- 1, яч. 19 - 6кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 10/5 Зав. № 10494 Зав. № 10435 |
НОМ-6-77 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10241 Зав. № 3513 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 04476665 |
Актив ная Реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | |
4 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, ТСН- 2, яч. 10 - 6кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 10/5 Зав. № 10458 Зав. № 10473 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № АЕТР |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 04476647 |
Актив ная Реактив-ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 |
5 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, 1 СШ, яч. 24 - 6кВ ООО «ЧЗОС» |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2109 Зав. № 6971 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ПСВНА |
Меркурий 230 ART-00 PRIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01074042 |
Актив ная Реак тив- ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | |
6 |
ПС «Оргстекло» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, 1 СШ, яч. 25 - 6кВ ООО «ЧЗОС» |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2009 Зав. № 70436 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01790077 |
Актив ная Реак тив- ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | ||
7 |
РП-6кВ ЗАО «КЕММА», 1 СШ, яч. 4 -6кВ ИП Ряб-ченков В. И. |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2836130000002 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 43728 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6244 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15584571 |
Актив ная Реак тив- ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 | |
8 |
РП-6кВ ЗАО «КЕММА», 2 СШ, яч. 22 -6кВ ОАО «КТИАМ » |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2836130000001 Зав. № 2836130000003 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1512 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15584633 |
DEPO Race S440S Зав. № 357529 -001 |
Актив ная Реак тив- ная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,6 |
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)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф (si^) 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)1н2; диапазон коэффициента мощности
cosф (мпф) 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 5 °С до плюс 35 °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-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником 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 Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 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).