Номер по Госреестру СИ: 56008-14
56008-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ННК" с Изменением № 1, № 2
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК», регистрационный №56008-13, ОАО «ННК» с Изменением № 1», регистрационный №56008-14 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2 используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа - планировщик опроса и пере дачи данных |
Amrserver.exe |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe | |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Атга.ехе | |
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll | |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
12.07.04.01 |
045761ae9e8e40c82b0 61937aa9c5b00 |
MD5 |
182cd539b83b8734c8 387c22d72ffff9 | ||
f5df8fc01ad2da8cd818 c668f5effd82 | ||
860d26cf7a0d26da4ac b3862aaee65b1 | ||
0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c | ||
b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии
«АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4 Всего листов 9
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2 типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2»
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 56008-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
• 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»;
-
• 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Изготовитель
ЗАО «Транссервисэнерго»Юридический адрес: 121552, Российская Федерация, г. Москва, ул. Ярцевская, д. 34, стр.1 Почтовый адрес: 119296, Российская Федерация, г. Москва, Ленинский проспект, д. 64а Тел.: (495) 380-37-70
Факс: (4922) 380-37-70
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42 Тел.: 8(495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной 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-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные на каждом из предприятий, и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК передается посредством встроенного коммуникатора GSM C-1.02.01 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС » (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с., но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИ-ИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС |
КУЭ | ||
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
29390-10 |
2 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
6 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
2 |
Трансформаторы тока классов точности 0,5; 0,5S; 1,0 |
Т-0,66 |
51516-12 |
15 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6(10) |
50058-12 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
50460-12 |
10 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1,
№ 2 и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
Основ ная погрешность, % |
Погреш ность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ООО «Вяземский щебеночный завод» | |||||||||
1 |
1 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-6кВ, ввод КЛ-6 кВ Ф №1 от ПС 35/6 кВ «ГПП-ЖБШ» |
ТПЛ-10с-(1)У3 Кл.т. 0,5 50/5 Зав.№ 2661130000001 Зав.№ 2661130000002 |
НТМИ-6(10)-1- УХЛ 2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 121 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107131918 |
HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,8 |
2 |
2 |
ПС 35/6 кВ «ГПП-ЖБШ», РУ-6 кВ, Секция №1, яч. №2 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 121 Зав.№ 122 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 241 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107131827 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,8 | |
3 |
3 |
ПС 35/6 кВ «ГПП-ЖБШ», РУ-6 кВ, Секция №1, яч. №4 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 312 Зав.№ 313 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1109131318 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,8 | ||
4 |
4 |
ПС 35/6 кВ «ГПП-ЖБШ», РУ-6 кВ, Секция №2, яч. №14 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 201 Зав.№ 2960 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 19714 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107131890 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,8 | |
5 |
5 |
ПС 35/10 кВ «Кайдаково», КРУН-10 кВ, 1 сек 10 кВ, яч. №1001 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№ 19329 Зав.№ 18778 |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 5915 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107131976 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,8 | |
6 |
6 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «Гаражи» |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 009564 Зав.№ 010300 Зав. № 009119 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1108130479 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±5,7 | |
7 |
7 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ №1414 «Ст. Обезж.-2» |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 021141 Зав.№ 021137 Зав. № 021142 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1109130542 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
8 |
8 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ №1408 «Ст. Обезж.-1» |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 021149 Зав.№ 021144 Зав.№ 021148 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1108130002 |
HP Proliant DL160 Gen8 E5- 2603 Зав.№ CZJ3070 LRY |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±5,7 |
9 |
9 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ №1403 «Биофильтра» |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№ 011484 Зав.№ 011487 Зав.№ 011482 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1109130417 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±5,7 | |
10 |
10 |
ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ «Жил. Поселок» |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 021151 Зав.№ 021147 Зав.№ 021143 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1108130366 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,3 ±5,7 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации :
-
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uh; ток (0,02 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
-
5 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02(0,05) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 35 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности cosф(sinф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха для счетчиков - от минус 40 °С до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ННК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• - коррекции времени в счетчике и сервере;
-
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
• испытательной коробки;
-
• сервер ИВК;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
• электросчетчика;
-
• сервер ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- 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 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).