Номер по Госреестру СИ: 63287-16
63287-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ "НПС-8"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «НПС-8» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Программное обеспечение
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5 Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
- |
Номер ПК |
Измерительный канал | |||||||
Ячейка 10 кВ №5 |
10 |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | |||||||
Счетчик |
TH |
тт |
иэ |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Измерительные компоненты | ||||
Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 31857-11 |
Кт = 0,5 Ктн = юоооа/з/юоа/з № 47583-11 |
Kt = 0,5S Ктт = 600/5 №25433-11 | |||||||
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
Обозначение, тип | ||
ЗНОЛП-ЭК-Ю |
ЗНОЛП-ЭК-Ю |
ЗНОЛП-ЭК-Ю |
ТЛО-Ю |
ТЛО-Ю |
ТЛО-Ю | ||||
01291669 |
15-9280 |
15-9282 |
15-9279 |
15-9302 |
15-9301 |
15-9297 |
С/1 |
Заводской номер | |
12000 |
Ктт-Кун'Кеч | ||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
Наименование измеряемой величины | ||||||||
Активная Реактивная |
00 |
Вид энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||||
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 | |||||||||
4^ л71 о о |
о |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «НПС-8».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «НПС-8», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «НПС-8»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 63287-16 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ «НПС-8». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 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»;
-
- счетчик типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС - в соответствии с документом МП 59086-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.;
- РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01.
Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 22 января 2009г.;
-
- 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 со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1%;
-
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 мТл до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Средневолжская Инжиниринговая Компания», (ООО «СВИК»)
ИНН: 6319179949
Юридический/почтовый адрес: 443008, Россия, г. Самара, тупик Томашевский, д. 3а, офис 303
Тел./факс: (846) 246-03-27.
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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 009394), устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ) и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения
информации определяется при конфигурировании УСПД.
Третий уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
-
- обработку данных и их архивирование;
-
- хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
-
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который входит в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее - АИИС КУЭ ЕНЭС) (Госреестр №. 59086-14).
ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, центры сбора и обработки данных (далее - ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), СОЕВ.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет вычисления. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии (активная и реактивная). Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу ОАО «СО ЕЭС» и ИАСУ КУ ОАО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
В состав АИИС КУЭ входит СОЕВ, выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01, устройство синхронизации времени УССВ-2, ИВК, УСПД, счетчики электрической энергии.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-2, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-12). РСТВ-01 расположены в серверных стойках ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество (шт.) |
Трансформаторы тока ТЛО-10 |
6 |
Трансформаторы тока ТЛП-10 |
12 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-ЭК-10 |
6 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 |
6 |
Устройства сбора и передачи данных RTU-325 |
1 |
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 |
Радиосервер точного времени РСТВ-01 |
1 |
УССВ-2 |
1 |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 |
Переносной инженерный пульт на базе Notebook |
1 |
Формуляр |
1 |
Методика поверки |
1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
Кт = 0,5S |
А |
ТЛП-10 |
15-9317 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
н н |
Ктт = 2000/5 |
В |
ТЛП-10 |
15-9315 | |||||||
КЛ 10 кВ НПС-8-1 |
№ 30709-11 |
С |
ТЛП-10 |
15-9313 | |||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9279 |
о о о о |
Активная Реактивная | ||||||
7 |
К н |
Ктн = 10000/^3/100/^3 |
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9282 |
1,2 |
5,0 | ||||
№ 47583-11 |
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9280 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01291671 |
2,5 |
4,0 | ||||||
Кт = 0,5S |
А |
ТЛП-10 |
15-9311 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
н н |
Ктт = 2000/5 |
В |
ТЛП-10 |
15-9308 | |||||||
Ячейка 10 кВ №11 |
№ 30709-11 |
С |
ТЛП-10 |
15-9310 | |||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9279 |
о о о о |
Активная Реактивная | ||||||
8 |
К н |
Ктн = 10000/^3/100/^3 |
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9282 |
1,2 |
5,0 | ||||
№ 47583-11 |
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9280 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01291672 |
2,5 |
4,0 | ||||||
Кт = 0,5S |
А |
ТЛП-10 |
15-9314 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
н н |
Ктт = 2000/5 |
В |
ТЛП-10 |
15-9316 | |||||||
КЛ 10 кВ НПС-8-2 |
№ 30709-11 |
С |
ТЛП-10 |
15-9306 | |||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9283 |
о о о о |
Активная Реактивная | ||||||
9 |
К н |
Ктн = 10000/^3/100/^3 |
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9281 |
1,2 |
5,0 | ||||
№ 47583-11 |
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9278 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01291670 |
2,5 |
4,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
Кт = 0,5 S |
А |
ТЛП-10 |
15-9312 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
н н |
Ктт = 2000/5 |
В |
ТЛП-10 |
15-9309 | |||||||
Ячейка 10 кВ №6 |
№ 30709-11 |
С |
ТЛП-10 |
15-9307 | |||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9283 |
о о о о |
Активная Реактивная | ||||||
10 |
К н |
Ктн = 10000/^3/100/^3 |
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9281 |
1,2 |
5,0 | ||||
№ 47583-11 |
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9278 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01291674 |
2,5 |
4,0 | ||||||
Кт = 0,5 S |
А |
ТЛО-10 |
15-9300 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | |||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТЛО-10 |
15-9298 | |||||||
Ячейка 10 кВ №10 |
№ 25433-11 |
С |
ТЛО-10 |
15-9299 | |||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9283 |
12000 |
Активная Реактивная | ||||||
11 |
К н |
Ктн = 10000/^3/100/^3 |
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9281 |
1,2 |
5,0 | ||||
№ 47583-11 |
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
15-9278 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01291675 |
2,5 |
4,0 |
Примечания:
-
1. В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (±d), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.
-
2. Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2) 1ном; коэффициент мощности cosj (sin j) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха: ТТ от 15 до 35 °С; ТН от 15 до 35 °С; счетчиков: от 21 до 25 °С; УСПД - от 15 до 25 °С; ИВК от 15 до 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
-
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы
первичного тока (0,01 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности
cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от -30 до 35 °С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха 15 до 30°С;
-
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от 15 до 30 °С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа А1800 - не менее 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности 168 ч;
-
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности 24 ч.;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком ;
- выключение и включение сервера. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД ( 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 при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
-
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
-
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.