Номер по Госреестру СИ: 50765-12
50765-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Эфко"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Эфко», 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).
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50765-12 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в 2012 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 |
2 |
3 |
4 | |
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 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В-А |
ПГ ±0,003 В-А ПГ ±0,03 В-А ПГ ±0,3 В-А |
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 8.216-88. Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1.
Средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, 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 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 3 уровней
-
1- й уровень - измерительно-информационные точки учета в составе:
-
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НАМИ-10, НАМИТ-10, НАМИ-35, ЗНОЛП, НОЛ-СЭЩ-10 класса точности (КТ) 0,5;
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа GIF-40,5, ТПОЛ-10, ТОЛ- СЭЩ-10, ТОЛ-35, ТОЛ-10-I, ТПК-10 КТ 0,5 и 05S;
-
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
-
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) типа ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
-
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа УСПД RTU-325-E1-512-M3-B4-G.
-
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
-
• устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к УСПД по интерфейсу RS232, выполненное на основе GPS приемника 35-HVS;
-
• цепи и устройства питания для УСПД и терминала сотовой связи;
-
3- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
-
• 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 anterion ]WC-35i);
Измерительно-информационные точки учета, ИВКЭ, 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 «АльфаЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
12.01.01.01 |
24dc80532f6d9391 dc47f5dd7aa5df37 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
783e1ab6f99a5a7ce 4c6639bf7ea7d35 | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
7e92d1506419b2f7 8e55d5908bd7e34e | |||
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
dcaed6743d0b6c37 d48deda064141f9e | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
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.
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.2012.01.АСКУЭ.31.ФП
-
• руководство пользователя ЭБЦ.425210.012П2;
-
• инструкции по формированию и ведению базы данных;
-
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств;
-
• руководство по эксплуатации счётчиков;
-
• паспорт на счётчики;
-
• руководство по эксплуатации УСПД RTU-325;
-
• формуляр УСПД RTU-325;
-
• 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 АТС |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ - 35 кВ. ЭФКО-1 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
7000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||
ТТ |
КТ=0^ Ктт= 100/5 № 21256-07 |
А |
ТОЛ-35 |
798 |
Ток первичный Ij | |||
В |
ТОЛ-35 |
788 | ||||||
С |
ТОЛ-35 |
787 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-05 |
А |
НАМИ-35 |
313 |
Напряжение первичное U1 | |||
В |
НАМИ-35 |
313 | ||||||
С |
НАМИ-35 |
313 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
612080490 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
2 |
ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ - 35 кВ. ЭФКО-2 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
7000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||
ТТ |
КТ=0^ Ктт= 100/5 № 30368-10 |
А |
GIF-40,5 |
06/30334941 |
Ток первичный I1 | |||
В |
GIF-40,5 |
06/30334938 | ||||||
С |
GIF-40,5 |
06/30334939 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-05 |
А |
НАМИ-35 |
280 |
Напряжение первичное U1 | |||
В |
НАМИ-35 |
280 | ||||||
С |
НАМИ-35 |
280 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=7000 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
612080398 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
3 |
ЗРУ-10 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 КЛ-10 кВ № 10 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
8000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||
ТТ |
КТ=0^ Ктт= 400/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
11957-09 |
Ток первичный I1 | |||
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
11950-09 | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
11939-09 | ||||||
ТН |
КТ=0,5 Ктн=10000/100 № 35955-07 |
А |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00830-09 |
Напряжение первичное U1 | |||
В |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00831-09 | ||||||
С |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00832-09 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
612080405 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
4 |
ЗРУ-10 кВ ПС |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||
ТТ |
КТ=0^ Ктт= 400/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
12266-09 |
Ток первичный Ij | |||
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
12267-09 | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
12265-09 | ||||||
«Алексеевка- |
ТН |
КТ=0,5 |
А |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00713-09 |
8000 |
Напряжение первичное U1 | |
районная» 110 КЛ-10 кВ № 15 |
Ктн=10000/100 № 35955-07 |
В |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00712-09 | ||||
С |
НОЛ-СЭЩ-10 |
00714-09 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
608090318 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
5 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
ТТ |
КТ=0,5 |
А |
ТПК-10 |
00379 |
Ток первичный I1 | |||
ЗРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10 кВ № 4 |
Ктт= 300/5 № 22944-07 |
В |
- | |||||
С |
ТПК-10 |
02192 |
6000 | |||||
ТН |
КТ=0,5 |
А |
НАМИ-10 |
439 |
Напряжение первичное U1 | |||
Ктн=10000/100 № 20186-05 |
В |
НАМИ-10 |
439 | |||||
С |
НАМИ-10 |
439 | ||||||
Счетчи |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
612080517 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
6 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
ТТ |
КТ=0,5 |
А |
ТПОЛ-10 |
9042 |
Ток первичный I1 | |||
Ктт= 300/5 № 1261-08 |
В |
- | ||||||
ЗРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10 кВ № 11 |
С |
ТПОЛ-10 |
9043 | |||||
ТН |
КТ=0,5 |
А |
НАМИТ-10 |
1278 |
6000 |
Напряжение первичное U1 | ||
Ктн=10000/100 № 16687-02 |
В |
НАМИТ-10 |
1278 | |||||
С |
НАМИТ-10 |
1278 | ||||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
612080433 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
7 |
37288-08 |
УСПД RTU-325 |
004743 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
ТТ |
КТ=0,5 |
А |
ТОЛ-10-I |
20156 |
Ток первичный I1 | |||
Ктт= 20/5 |
В |
- |
- | |||||
ПКУ на опоре |
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-I |
20295 | ||||
№9/2 ВЛ 10 кВ |
ТН |
КТ=0,5 |
А |
ЗНОЛП |
1007657 |
Напряжение первичное U1 | ||
№ 4 ПС |
Ктн=10000/^3/ |
В |
ЗНОЛП |
1007658 |
400 | |||
110/35/10кВ Алексеевка |
100/^3 № 23544-07 |
С |
ЗНОЛП |
1007582 | ||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
609110481 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН, УСПД 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 (3wr /3wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
3w,% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значени е cos j |
для диапазона 5%£I/In<20% WP 5 %£ Wp<Wp 20 % |
для диапазона 20%£I/In<100% W P20 % £ W P<W P100 % |
для диапазона 100%£ I/In£120% WP100 % £WP£ WP120 % |
1-4 |
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 | ||||
5-7 |
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 |
для диапазонов 5%£I/In<20% Wq 5 % £Wq< Wq 20 % |
для диапазонов 20%£I/In<100% Wq 20 % £ Wq< Wq 100 % |
для диапазонов 100%£ I/In£120% Wq 100 % £Wq£ Wq120 % |
1-4 |
0,5s |
0,5 |
1,0 |
0,8 |
±4,4 |
±3,0 |
±2,9 |
0,5 |
±3,5 |
±2,6 |
±2,5 | ||||
5-7 |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
0,8 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,9 |
0,5 |
±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 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
-
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
-
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД
-
• счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
-
• УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ
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 |
УСПД | |
Сила переменного тока, А |
от 12мин до 12макс |
от 11мин до 1,2 11ном |
- |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8^2ном до 1,15 и2ном |
— |
от 0,9 ном до 1,1 U1 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 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 |
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 0,25^2ном до 1,0^2ном |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии и УСПД
Компоненты АИИС:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии
УСПД RTU-325
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA
Модем GSM Cinterion TC-35i и коммуникационное оборудование
Устройство синхронизации системного времени
УССВ
Сервер
Трансформаторы тока;
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии;
УСПД RTU-325
Устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS
Коммуникационное и модемное оборудование
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
1000000
1000000
90000
100000
35000
50000
50000
20000
Срок службы, лет:
30
30
30
30
24
10
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
-
• резервирование питания УСПД;
-
• резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-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;
-
• УСПД;
-
• сервера.
Защита информации на программном уровне:
-
• установка пароля на счетчик;
-
• установка пароля на УСПД;
-
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.