Номер по Госреестру СИ: 66873-17
66873-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО:
|
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
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 206.1-110-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.
Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
-
- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Изготовитель
Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49
Телефон: +7 (4212) 30-49-14
Факс: +7 (4212) 26-43-87
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт: www.vniims.ru
E-mail: office@vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов
формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
6 |
Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-П У1 |
15 |
Трансформаторы тока ТВ-110-1-5 ХЛ2 |
6 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-15 У3 |
6 |
Трансформаторы напряжения НКФА-110 II УХЛ1 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
7 |
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200 |
1 |
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+ |
1 |
Методика поверки МП 206.1-110-2016 |
1 |
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО |
1 |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
5 w к н н н |
ИВКЭ |
Метрологические характеристики | ||||||||
1 £ |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Вид энергии |
Основ ная погрешность ИК (±*), % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±*), % | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
Турбогенератор ТГ-1 |
Кт = 0,2S |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
311 | ||||||||
н н |
Ктт = 10000/5 |
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
313 | ||||||||
№ 21255-08 |
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
316 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
5738 |
315000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 |
Активная |
0,8 |
2,5 | ||||
1 |
К н |
Ктн = 15750:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
8077 | |||||||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
6753 |
Реактивная |
1,4 |
3,7 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13 | ||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055001 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
Турбогенератор ТГ-2 |
Кт = 0,2S |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
307 | ||||||||
н н |
Ктт = 10000/5 |
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
306 | ||||||||
№ 21255-08 |
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
317 | |||||||||
К н |
Кт = 0,2 |
А |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
7671 |
315000 |
Активная |
0,8 |
2,5 | ||||
2 |
Ктн = 15750:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
7668 | ||||||||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
7669 |
Реактивная |
1,4 |
3,7 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054111 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №1 С-115 |
Кт = 0,5 |
А |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12050 | ||||||||
н н |
Ктт = 1000/5 |
В |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12018 | ||||||||
№ 2793-88 |
С |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12040 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7997; 8014 |
220000 |
Активная |
1,0 |
5,6 | |||||
3 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7999; 8015 | |||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7998; 8000 |
Реактивная |
2,2 |
3,3 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108054095 | ||||||||||
№ 27524-04 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 | |||||||||||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №2 С-116 |
н н |
Кт = 0,5 |
А |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12002 | |||||||
Ктт = 1000/5 |
В |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12037 |
11150246 53992-13 | ||||||||
№ 2793-88 |
С |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12004 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8014; 7997 |
220000 |
Активная |
1,0 |
5,6 | |||||
4 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8015; 7999 |
Реактивная |
2,2 |
3,3 | ||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8000; 7998 |
и h ей & (D Р-н | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0107075106 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-117 |
Кт = 0,5 |
А |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12009 | ||||||||
н н |
Ктт = 1000/5 |
В |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12041 | ||||||||
№ 2793-88 |
С |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12023 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7997; 8014 |
220000 |
Активная |
1,0 |
5,6 | |||||
5 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7999; 8015 | |||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7998; 8000 |
Реактивная |
2,2 |
3,3 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0107073003 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-118 |
Кт = 0,5 |
А |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12036 | ||||||||
н н |
Ктт = 1000/5 |
В |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12074 | ||||||||
№ 2793-88 |
С |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12077 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8014; 7997 |
220000 |
Активная |
1,0 |
5,6 | |||||
6 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8015; 7999 | |||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8000; 7998 |
Реактивная |
2,2 |
3,3 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054070 | ||||||||||
№ 27524-04 |
KRIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 | |||||||||||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 - НПЗ-2" №1 С-113 |
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110Л-5 ХЛ2 |
1940 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110Л-5 ХЛ2 |
1942 |
11150246 53992-13 | |||||||
№ 46101-10 |
С |
ТВ-110-Т-5 ХЛ2 |
1943 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7997; 8014 |
132000 |
Активная |
1,0 |
5,0 | |||||
7 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7999; 8015 | |||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7998; 8000 |
Зав. № Рег. № |
Реактивная |
2,2 |
3,8 | |||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0808110147 | ||||||||||
№ 36697-08 | ||||||||||||
■ |
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110-Е-5 ХЛ2 |
1941 | ||||||||
ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 НПЗ-2" №2 С-114 |
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-Е-5 ХЛ2 |
1944 | |||||||
№ 46101-10 |
С |
ТВ-110-Е-5 ХЛ2 |
1945 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8014; 7997 |
132000 |
Активная |
1,0 |
5,0 | |||||
8 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8015; 7999 | |||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
8000; 7998 |
Реактивная |
2,2 |
3,8 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч =1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0808110340 | ||||||||||
№ 36697-08 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
9 |
ОВ-110 кВ |
н н |
Кт = 0,5 |
А |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12038 |
220000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM- RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 |
Ктт = 1000/5 |
В |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12016 | ||||||||
№ 2793-88 |
С |
ТФЗМ 110Б-П У1 |
12051 | ||||||||
К н |
Кт = 0,2 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7997; 8014 | |||||||
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7999; 8015 | ||||||||
№ 39263-11 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 |
7998; 8000 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054042 | ||||||||
Ксч =1 | |||||||||||
№ 27524-04 |
Примечания
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
-
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности cosj |
0,87 |
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: | |
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: | |
ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
1 |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не более |
35 |
ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не |
35 |
менее | |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
-
- попытка несанкционированного доступа;
-
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
-
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
-
- пароль на счетчике;
-
- пароль на УСПД;
-
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
-
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).