Номер по Госреестру СИ: 72523-18
72523-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПП Новомосковская ГРЭС и ПП Ефремовская ТЭЦ, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». 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 -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
CalcLeakage.dll |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
CalcLosses.dll |
d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
Metrology.dll |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
ParseBin.dll |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
ParseIEC.dll |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
ParseModbus.dll |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
ParsePiramida.dll |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
SynchroNSI.dll |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
VerifyTime.dll |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК (АИИС КУЭ ПП
Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11
и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК
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 9-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 01 июня 2018 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - по 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 СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 ноября 2001 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
-
- СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
-
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
-
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Изготовитель
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Юридический адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27
Телефон: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-93-68
E-mail: st@sicon.ru
Испытательный центр
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
Адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Телефон: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-93-68
E-mail: st@sicon.ru
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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С1 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационной системы GPS, получаемым от встроенного приемника GPS.
Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ. Сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ при любом расхождении часов сервера и УССВ.
УСПД, периодически (1 раз в 4 часа) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера АИИС КУЭ. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1,5 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
15 |
Трансформаторы тока |
ТАТ |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
TVBs |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
3 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
Сервер АИИС КУЭ |
iROBO |
1 |
Окончание таблицы 6
1 |
2 |
3 |
Методика поверки |
МП 9-2018 |
1 |
Формуляр |
- |
1 |
Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав ИК
Номер ИК |
Наименование точки измерения |
Состав изме |
рительного канала |
Вид электрической энергии и мощности | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/Сервер | |||
1 |
Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 7» |
ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO |
активная реактивная |
2 |
Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 13» |
ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | |
3 |
Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 15» |
ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | |
4 |
Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 17» |
ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | |
5 |
Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «КМЗ 11» |
ТПОФ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная | |
6 |
Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ ГПК |
ТАТ 300/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 29838-05 |
TVBs 110000/^3: 100/\3 Кл. т. 0,5 Рег. № 29693-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы основной относительной погрешности измерений, соответствующие вероятности P= 0,95 (±d), % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности P= 0,95 (±d), % | ||||||
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 - 3 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,3 |
3,4 |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,3 |
5,6 | |
4 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,4 | |
5 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,3 |
3,4 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
0,111ном £ I1 < 0, 211ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,3 |
5,6 |
0, 0511ном £ I1 < 0,111ном |
1,8 |
3,0 |
5,5 |
2,3 |
3,4 |
5,7 | |
6 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 |
0,0111ном £ I1 < 0, 0511ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,0 |
3,0 |
5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
Границы относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности P= 0,95 (±d) , % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности P= 0,95 (±d), % | ||||
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 3 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
2,1 |
1,5 |
2,6 |
2,2 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
2,6 |
1,8 |
3,1 |
2,4 |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
4,6 |
2,8 |
5,2 |
3,5 |
Окончание таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
4 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
1,8 |
1,2 |
2,0 |
1,4 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
2,4 |
1,5 |
2,5 |
1,7 |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
4,4 |
2,6 |
4,5 |
2,8 | |
5 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
2,1 |
1,5 |
2,6 |
2,2 |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
2,6 |
1,8 |
3,1 |
2,4 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,111ном £ I1 < 0, 211ном |
4,5 |
2,8 |
4,9 |
3,3 |
0, 0511ном £ I1 < 0,111ном |
4,7 |
2,9 |
5,3 |
3,6 | |
6 |
11ном £ I1 £ 1, 211ном |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
2,0 |
0, 211ном £ I1 < 11ном |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
2,0 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0, 0511ном £ I1 < 0, 211ном |
2,4 |
1,5 |
2,9 |
2,2 |
0, 0211ном £ I1 < 0, 0511ном |
4,4 |
2,7 |
4,7 |
3,1 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
-
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
6 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cosj |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
Окончание таблицы 5
1 |
2 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С |
от +5 до +35 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 | |
- среднее время наработки на отказ, ч |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
СЭТ-4ТМ.03М | |
- среднее время наработки на отказ, ч |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
УСПД | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч , не более |
24 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч , не более |
1 |
УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: | |
- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток |
45 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т . ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера :
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере .
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера ( серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера .
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД ( функция автоматизирована);
- сервере ( функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).