Номер по Госреестру СИ: 50025-12
50025-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Первая сбытовая компания" для электроснабжения ОАО "Колос"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Колос», г. Белгород, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений регламентирована в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос». Свидетельство об аттестации № 30/12-01.00272-2011 от 07.07.2011 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1986-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52320-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»
Лист № 8 всего листов 8 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
МИ 2439-97 «ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50025-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
Цель использования | |
1.Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С |
Контроль температуры окружающей среды | |
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5% |
Контроль атмосферного давления | |
3. Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 |
Контроль относительной влажности | |
4 Миллитесламетр |
МПМ-2 |
ПГ 7,5 % |
Измерение напряженности магнитного поля | |
5.Измеритель показателей качества электрической энергии |
Ресурс- UF2M |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
6.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус180 до 180 град. |
Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
7. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
8. Радиочасы |
МИР РЧ- 01 |
Использование сигнала точного времени | ||
9. Секундомер |
СОСпр-1 |
От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с |
Определение хода часов |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2003. Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05.04 в соответствии с Методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.
Средства поверки УСВ-2 в соответствии с Методикой поверки ВЛСТ 237.00.000 И1.
Изготовитель
ОАО «Первая сбытовая компания» Адрес: 308000, г. Белгород, ул. Князя Трубецкого, д. 37 Тел/факс 8 (4722) 30-45-86, факс (4722) 58-15-02АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, систему с централизованным управлением и распределенной 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).
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 и по GSM-каналу поступает на вход сервера баз данных, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая
Лист № 2 всего листов 8 внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ состоит из 2 уровней
-
1- й уровень -5 измерительно-информационных точек учета в составе:
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТОЛ-10, ТПЛМ-10 класса точности 0,5 и ТОЛ-СЭЩ-10 класса точности 0,5S
-
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НОЛ.08, НА-ЛИ-СЭЩ-6-1, НОЛП класса точности 0,5
-
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
-
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
-
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
-
• устройство синхронизации времени (УСВ), тип УСВ-2;
-
• компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и SQL-сервер);
-
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
-
• автоматизированное рабочее место (АРМ);
-
• цепи и устройства питания сервера (UPS);
-
• коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, ZyXEL U-336E Plus, GSM-модемы Cinterion MC-35i);
Измерительно-информационные точки учета, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Программное обеспечение:Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа- ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
11.05.01 |
04fcc1f93fb0e701ed 68cdc4ff54e970 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
8fd268e61bce92120 352f2da23ac022f | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
e3327ecf6492ffd59f 1b493e3ea9d75f | |||
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
dcaed6743d0b6c37d 48deda064141f9e | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
УСПД, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и УСПД более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Часы ИВК синхронизируется с часами УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование часов составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
-
• формуляр-паспорт ПСК.2011.001.ФП
-
• руководство пользователя ПСК.2011.001;
-
• инструкции по формированию и ведению базы данных ПСК.2011.001И4;
-
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств ПСК.2011.001ИЭ;
-
• руководство по эксплуатации счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;
-
• паспорт на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М Паспорт ИЛГШ.411152.146;
-
• формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
-
• методика поверки.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт/ Ктн Ксч |
Наименование, измеряемой величины | |||||
№ ИК, код НП АТС |
Наименование >бъекта учета, [испетчерское [аименование [рисоединения |
Зид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ТП-27 6/0,4кВ РУ- 6 кВ, 1 с.ш., яч.№4, КЛ-6 кВ "ТП- 183 -ТП-27" |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 400/5 № 7069-79 |
А |
ТОЛ-10 |
754 |
4800 |
Ток первичный С |
В |
- |
- | ||||||
С |
ТОЛ-10 |
86687 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 СТН=6000/100 №3345-04 |
А В С |
НОЛ.08 |
865 |
Напряжение первичное U1 | |||
- | ||||||||
862 | ||||||||
Счетчик |
CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
>605110138 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
2 |
РП-3 6кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. яч.№12, КЛ-6 кВ "РП-3 -ТП-27" |
ТТ |
CT=0,5s Ктт= 300/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08799 |
3600 |
Ток первичный С |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08837 | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08490 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 СТН=6000/100 №38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6- 1 |
00101-11 |
Напряжение первичное U1 | |||
Счетчик |
CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
>605110159 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
3 |
РП-3 6кВ, РУ- 6 кВ, 2 с.ш. яч.№4, КЛ-6 кВ "Б" РП-3 -ТП-140" |
ТТ |
CT=0,5s Ктт= 300/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08271 |
3600 |
Ток первичный Ij |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08326 | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08325 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 СТН=6000/100 №38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6- 1 |
00101-11 |
Напряжение первичное U1 | |||
Счетчик |
CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
>605110180 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
4 |
РП-3 6кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.№13, КЛ-6 кВ "А" РП-3 -ТП-140" |
ТТ |
CT=0,5s Ктт= 300/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08544 |
3600 |
Ток первичный I1 |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08465 | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
08459 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 СТН=6000/100 №38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6- 1 |
00097-11 |
Напряжение первичное U1 | |||
Счетчик |
CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
>606110618 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
5 |
ЦРП-1 6кВ, РУ- 6кВ, 1с.ш., яч.№7, КЛ-6 кВ "ЦРП-1 -ТП-140" |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 200/5 № 2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
1498 |
2400 |
Ток первичный I1 |
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 |
4901 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 СТН=6000/100 №27112-04 |
А В С |
НОЛП |
140 |
Напряжение первичное U1 | |||
- | ||||||||
62 | ||||||||
Счетчик |
CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
>612097450 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (активная, реактивная (dw /dwQ) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
5w, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j |
для диапазона 5 %£I/In<20% WP 5 %£ WP<WP 20 % |
для диапазона 20%£I/In<100% WP20 % £WP<WP100 % |
для диапазона 100%£ I/In£120% WP100 % £WP£ WP120 % |
2-4 |
0,5s |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
0,8 |
±2,3 |
±2,0 |
±2,0 | ||||
0,5 |
±3,6 |
±3,0 |
±3,0 | ||||
1, 5 |
0,5 |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
0,8 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,0 | ||||
0,5 |
±5,8 |
±3,6 |
±3,0 |
dwQ, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j (sin j) |
для диапазона 5%£I/In<20% Wq5 % £Wq< Wq20 % |
для диапазона 20%£I/In<100% Wq20 % £Wq<Wq100 % |
для диапазона 100%£ I/In£120% Wq 100 % £Wq£ Wq120 % |
2-4 |
0,5s |
0,5 |
0,1 |
0,8(0,6) |
±4,4 |
±3,0 |
±2,9 |
0,5(0,87) |
±3,5 |
±2,6 |
±2,5 | ||||
1, 5 |
0,5 |
0,5 |
0,1 |
0,8(0,6) |
±5,7 |
±3,4 |
±2,9 |
0,5(0,87) |
±4,1 |
±2,7 |
±2,5 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до 120 %
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | |||
Счетчики |
ТТ |
ТН |
УСВ-2 | |
Сила переменного тока, А |
от ^2 мин до ^2 макс |
от -Л мин до 1,2 -Л ном |
- |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8^2ном до 1,15 и2ном |
- |
от 0,9^] ном до 1,1 U\ ном |
от 85 до 264 |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8емк |
0,8инд; 1,0 |
0,8инд; 1,0 |
- |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
- |
Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные |
от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 |
от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 |
от минус 50 до плюс 45 от 7 до 33 |
от 0 до плюс 70 от 7 до 33 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 | |||
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj2 =0,8 инд) |
от 0,255'2ном до 1,0$2ном | |||
Мощность нагрузки ТН (при COSj2 =0,8 инд) |
- |
- |
от 0,255'2ном до 1,0$2ном |
- |
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации
Трансформаторы тока по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005 УСВ-2 по ВЛСТ 237.00.000 РЭ
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии.
Компоненты АИИС КУЭ: Среднее время наработки на
отказ, ч, не менее:
Трансформаторы тока 219000
Трансформаторы напряжения 400000
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М 140000 в соответствии с ТУ
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA
Модем GSM Cinterion TC-35i и коммуникационное оборудование 50000
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2
Трансформаторы тока;
Трансформаторы напряжения
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2
Коммуникационное и модемное оборудование
Срок службы, лет:
30
30
30
24
10
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
-
• резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
-
• мониторинг состояния АИИС КУЭ;
-
• удалённый доступ;
-
• возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
-
• визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике (сервере).
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
-
• сервера.
Защита информации на программном уровне:
-
• установка пароля на счетчик;
-
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.