Номер по Госреестру СИ: 71400-18
71400-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Мичуринская ГТ-ТЭЦ
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа |
ЦЕНТР» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.04.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ», свидетельство об аттестации № 088/RA.RU.312078/2018.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-073-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.03.2018 г.
Основные средства поверки:
-
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
-
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
-
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Акционерное общество «ГТ Энерго» (АО «ГТ Энерго») ИНН 7703806647Адрес: 123610, РФ, г. Москва, Краснопресненская набережная, д.12
Юридический адрес: 117292, РФ, г. Москва, Нахимовский проспект, дом 52/27, оф. Б Телефон: (495) 258-20-16
Факс: (495) 258-20-82
Web-сайт: www.gtenergo.ru
E-mail: info@gtenergo.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, автоматизированное рабочее место (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS, АРМ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователи интерфейсов поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по проводным линиям связи поступает на сервер (основной канал связи). При отказе основного канала связи полученные данные от УСПД поступают на GSM-модем, который по резервному каналу связи стандарта GSM передаёт измерительную информацию на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Курское РДУ и в 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему yCCB-35HVS) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при расхождении с yCCB-35HVS на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
AR |
12 |
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-110 |
6 |
Трансформаторы тока |
TPU 4 |
39 |
Трансформаторы напряжения |
VR |
12 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
TJP 4 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
15 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
4 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
1 |
1 |
2 |
3 |
Сервер |
HP ProLiant ML370 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-073-2018 |
1 |
Формуляр |
ГТ-ТЭЦ.7703806647.007.ФО |
1 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их
Измерительные компоненты |
Метрологические характеристики ИК | ||||||||
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.1-5 |
AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
2 |
Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.2-6 |
AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
3 |
Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.3-5 |
AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
4 |
Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.4-6 |
AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Белгород - Мичуринская ГТ-ТЭЦ |
ТВГ-110 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,5 |
6 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Мичуринская ГТ- ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками |
ТВГ-110 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,5 | ||
7 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
8 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.20 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
9 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | ||
10 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.25 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.26 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | ||
12 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.27 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
13 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.28 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
14 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.29 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
15 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.30 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
16 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
17 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.18 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
| ||
18 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.21 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
| ||
19 |
ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.22 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С |
TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с
Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
-
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
-
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена УССВ и сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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 |
Количество ИК |
19 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С для ИК №№ 5, 6 для остальных ИК температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +35 от +15 до +35 от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 |
1 |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: |
2 |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для УССВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
74 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для УСПД: | |
суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для сервера: | |
хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
-
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).