Номер по Госреестру СИ: 55812-13
55812-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Башкирская содовая компания" Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО "Сода")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения измерений активной, реактивной электрической энергии, потребляемой объектами ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется аппаратно - программный комплекс (АПК) для
автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.04, ПО СОЕВ.
Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.
Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Сервер сбора данных |
Server MZ4.dll |
1.0.1.1 |
f851b28a924da7cde 6a57eb2ba15af0c |
MD5 checksums generated by MD5summer |
Пульт диспетчера |
PD_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
2b63c8c01bcd61c4f 5b15e097f1ada2f | |
АРМ Энергетика |
ASCUE_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
cda718bc6d123b63a 8822ab86c2751ca |
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние
пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в соответствии с МИ 3286-2010- «высокий».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») приведены в документе - «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (мощности) ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») для оптового рынка электроэнергии» ЦПА.424340.01-БСК.МИ.
Лист № 8 Всего листов 8
Методика аттестована ОАО «Фирма ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009.
Свидетельство об аттестации № 009-01.00032-2013 от 09 сентября 2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)
1) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
2)
-
3)
-
4)
технические условия».
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ Р 8.596-2002
«Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
-
5) ГОСТ Р 52322-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2».
-
6) ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
7) ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
-
8) Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2. Технорабочий проект ЦПА.424340-01-СД. (Пояснительная записка. Рабочая документация);
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
ПоверкаОсуществляется по документу МП 4222-2013АС001-5040099482-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ - ФБУ «Самарский ЦСМ» 14 октября 2013г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».
-
- 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» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. 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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.175 РЭ1. Руководство пользователя. Часть2. Методика поверки;
-
- счетчиков EPQS - по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;
-
- устройство «ШЛЮЗ Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов и устройство «ШЛЮЗ E-422(GSM)» - в соответствии с методикой поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
-
- радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 в Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.
-
- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;
Испытательный центр
ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» ФБУ «Самарский ЦСМ»Почтовый адрес: 443013 г. Самара, пр. Карла Маркса, 134,
Тел/факс: (846) 336 - 08 - 27, (846) 336 - 15 - 54;
E-mail: referent@samaragost.ru
АИИС КУЭ реализована в объеме второй пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО «Сода» и представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
-
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
-
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
-
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
-
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК)-(11 точек измерения) , содержит в своем составе:
-
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001;
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;
-
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
-
• счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии : -EPQS136.22.18.LL класса точности 0,5S/1 и EPQS111.22.27.LL 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05
для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии,
-СЭБ-1ТМ.02М.02 (безтрансформаторного включения) класса точности 1 по ГОСТ Р 52322-05 для активной электроэнергии и класса точности 2 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной энергии;
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
-
• устройства «ШЛЮЗ Е-422»-(2 шт) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР № 36638-07 ;
-
• устройство «Шлюз Е-422GSM»- (Зшт)для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР №46553-11;
-
• каналообразующая аппаратура;
-
3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
-
• сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;
-
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
-
• радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;
-
• технические средства приема-передачи данных;
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 посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает в УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
Лист № 3 Всего листов 8 корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - паспортом-формуляром (ФО 4222-2013АС001-5040099482-2013).
Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ приведены в таблице 2
Таблица 2.
Номер канала и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид эл.энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погреш-ность,% |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1сш, яч.4, ввод 5В |
ТОЛ-35111-IV 600/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942820 |
сч сч Щ о и 2 § а |
А Р |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 |
2 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 2сш, яч.6, ввод 6В |
ТОЛ-35111-IV 600/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942821 |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 | ||
3 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1сш, яч.1-ВЛ-35кВ Водозабор 1цепь |
ТОЛ-35111-IV 300/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942816 |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 | ||
4 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1 сш, яч.3-ВЛ-35кВ Урман- Бишкадак 1цепь |
ТОЛ-35111-IV 300/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942819 |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 | ||
5 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ- 35кВ, 2сш, яч.7-ВЛ-35кВ Водозабор 2цепь |
ТОЛ-35Ш-ГУ 300/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав. № 942822 |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 | ||
6 |
ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 2сш, яч.9-ВЛ-35кВ Урман- Бишкадак 2цепь |
ТОЛ-ЭбИМУ 300/5; КТ 0,5
|
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962 |
EPQS 111.22.27LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942823 |
±0,8 ±2,3 |
±2,9 ±4,6 | ||
7 |
КНС Рассолопромысла, РП-2 0,22кВ, гр.7-ф. СК "Солевик" |
- |
- |
СЭБ- 1ТМ.02М.02 КТ 1/2 Зав.№ 1202130239 |
Щ & сч эт 00 2^2 а сч Z! я < |
±2,8 ±5,6 |
±3,2 ±5,8 | |
8 |
КТП-33, Цех КД-3, ЩСУ-2 0,4кВ -ф. Станция МТС |
- |
- |
EPQS 136.22.18LL КТ 0,5s/1 Зав.№ 937305 |
СЧ СЧ о СС И S § эт сл 2 а * |
±1,4 ±3,4 |
±1,8 ±3,5 | |
9 |
АБК Южная проходная , РП-1 0,4кВ- ф.Овощехранили ще |
- |
- |
EPQS 136.22.18LL КТ 0,5s/1 Зав.№ 937309 |
W 00 2 сч П CI - а з |
±1,4 ±3,4 |
±1,8 ±3,5 |
Номер канала и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид эл.энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погреш-ность,% |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
10 |
ТП-17 6/0,4кВ РП ЩО-59 - ф.0,22кВ ИП Курышева |
- |
- |
СЭБ- 1ТМ.02М.02 КТ 1/2 Зав.№ 1202130179 |
Шлюз Е-422 GSM №110825 |
А Р |
±2,8 ±5,6 |
±3,2 ±5,8 |
11 |
ТП-13 6/0,4кВ -ф.0,4кВ Гаражи |
- |
- |
EPQS 136.22.18LL КТ 0,5s/1 Зав.№ 937310 |
±1,4 ±3,4 |
±1,8 ±3,5 |
Примечания:
-
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
• напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;
-
• сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos j=0,9 инд;
-
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
-
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
• напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
-
• сила тока от 0,05^1ном до 1,2-1ном для ИК 1-6, от 0,054ном до 1мах для ИК 7-11;
-
• температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60°С ; для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 для устройства «Шлюз» Е-422,«ШЛЮЗ E-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов УСПД от минус 40 до плюс 60°С;для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Башкирская содовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- счетчик электроэнергии СЭБ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов
-счетчик электроэнергии EPQS- среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
-
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tE = 2 ч;
-
- устройство Шлюз Е-422 для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее
Лист № 6 Всего листов 8 время наработки на отказ не менее 50000 часов;
-
- устройство Шлюз E-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
-
- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
-сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 мин).
Надежность системных решений:
-
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
-
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени;
-
• журнал ИВК:
-
- параметрирование;
-
- попытка не санкционируемого доступа;
-
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
-
- установка пароля на счётчик;
-
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
-сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.
-устройства «ШЛЮЗ Е-422», «ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов обеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.
Лист № 7 Всего листов 8