Номер по Госреестру СИ: 75855-19
75855-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" ПС Сутузово
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово (далее по тексту- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ООО «Газпром трансгаз Чайковский», автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр». 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 таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 12/RA.RU.312287/2019.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 КЦСМ-166-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 16.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- Счетчик «Меркурий 234» - по документу АВЛГ.411152.033РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
-
- УСПД RTU-325L - по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и
передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» Инженерно-технический центр (ООО «Газпром энерго» Инженерно-технический центр)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
E-mail: info@of.energo.gazprom.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Телефон: +7 (4712) 53-67-74
E-mail: kcsms@sovtest.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 13.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии в режиме измерений активной электроэнергии, 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-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (регистрационный № 44595-10 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
-
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet в УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи, ЦСОИ производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС », в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера 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, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время сервера БД ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10-6 |
20 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Меркурий 234 |
13 |
УСПД |
RTU-325L |
1 |
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-16HVS |
1 |
ИВК |
ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» |
1 |
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711.138.ФО |
1 |
Методика поверки |
МП КЦСМ-166-2019 |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (регистрационный № 44595-10 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
-
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet в УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи, ЦСОИ производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС », в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера 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, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время сервера БД ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр». 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 таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УСС В/Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А В С |
НАМИТ-10 (1) |
Меркурий 234 | ||
1 |
тузово, КРУН- |
150/5 |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | |||
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 2 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | ||||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А В С |
НАМИТ-10 (1) |
Меркурий 234 | ||
2 |
тузово, КРУН- |
100/5 |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | |||
10 кВ, 1 СШ 10 |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | ||||
кВ, яч. 4 |
С |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | |||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А |
НАМИТ-10 (1) |
Меркурий 234 | ||
3 |
тузово, КРУН- |
100/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | ||
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 5 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | ||||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А В С |
НАМИТ-10 (1) |
Меркурий 234 | ||
4 |
тузово, КРУН- |
300/5 |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R |
RTU-325L | ||
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
Рег. № | ||
кВ, яч. 6 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 |
37288-08 | |||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А |
НАМИТ-10 (1) |
Меркурий 234 |
УССВ- | |
5 |
тузово, КРУН- |
300/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R |
16HVS | |
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 7 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 |
ЦСОИ | |||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А |
НАМИТ-10 (2) |
Меркурий 234 | ||
6 |
тузово, КРУН- |
150/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | ||
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 11 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | ||||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛК-10-6 |
А |
НАМИТ-10 (2) |
Меркурий 234 | ||
7 |
тузово, КРУН- |
300/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | ||
10 кВ, 1 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 12 |
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | ||||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТОЛ-10-I |
А |
НАМИТ-10 (2) |
Меркурий 234 | ||
8 |
тузово, КРУН- |
300/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | ||
10 кВ, 2 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 16 |
Рег. № 15128-07 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 | ||||
ПС 110 кВ Су- |
А |
ТЛМ-10-1 |
А |
НАМИТ-10 (2) |
Меркурий 234 | ||
9 |
тузово, КРУН- |
300/5 |
В С |
10000/100 |
ARTM2-00 PB.R | ||
10 кВ, 2 СШ 10 |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
кВ, яч. 17 |
Рег. № 2473-69 |
Рег. № 16687-02 |
Рег. № 48266-11 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
10 |
ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 21 |
А С |
ТЛК-10-6 150/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 |
А В С |
НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 УССВ-16HVS ЦСОИ |
11 |
ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 22 |
А С |
ТЛМ-10-1 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69 |
А В С |
НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
12 |
ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 26 |
А С |
ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 |
А В С |
НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
13 |
ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 27 |
А С |
ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 |
А В С |
НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
Пр имечания:
-
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 3, метрологических характеристик.
-
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
-
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
-
4 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к семи счетчикам измерительных каналов № 1-7.
-
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к шести счетчикам измерительных каналов № 8-13.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±d), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±d), % |
1-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
3,7 6,0 |
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
13 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 (5) до 120 |
- коэффициент мощности, cosф |
0,5 инд до 0,8 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С |
от -10 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С |
от -1 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
для счетчиков Меркурий 234: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для RTU-325L: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- 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 |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
счетчики Меркурий 234: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
УСПД RTU-325L: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее | |
сервер: |
3 |
- хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений обеспечивается:
-
- резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика: параметрирования;
Лист № 6 Всего листов 7 пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- Журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера БД.
- защита информации на программном уровне: результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер БД.