Номер по Госреестру СИ: 65566-16
65566-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "СбытЭнерго" (ЗАО "Боше")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на ПО «АльфаЦЕНТР AC_UE_5000», идентификационные которого указаны 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 программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР АС UE 5000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕ |
НТР АС UE 5000» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго » (ЗАО «Боше»), 2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше»)
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 65566-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2016 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- счетчик Альфа А1140 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140. Методика поверки МП № 476/447-2011», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в 2011 г.
- счетчик ПСЧ-4ТМ .05 МК - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1».
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М. Методика поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.
-
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом « Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки». РТ-МП-3124-441-2016, утвержденным «Ростест-Москва» в 2016 г.
Основные средства поверки:
-
- 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 минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «СбытЭнерго» (ООО «СбытЭнерго»)
ИНН 3123367220
Юридический адрес: 308001 г. Белгород, ул. 3-го Интернационала, д. 40
Почтовый адрес: 308009, г. Белгород, ул. Н. Чумичева, 37
Телефон: (4722) 23-09-94
Факс: (4722) (4722) 33-54-90
E-mail: sbytenergo@inbox.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Тел./факс: (4712) 53-67-74
E-mail: kcsms@sovtest.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_UE_5000», устройство синхронизации системного времени УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ).
Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Белгородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии
Лист № 2 Всего листов 8 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka, входящего в состав УСВ-3.
Корректировка часов на сервере происходит от УСВ-3, установленного в серверной комнате ЦСОД ООО «СбытЭнерго» (далее ЦСОД).
Синхронизация времени АИИС КУЭ осуществляется программным способом по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию системного внутренних часов центрального сервера сбора данных и коррекцию внутренних часов счетчиков по сигналам устройства синхронизации времени (УСВ-3) производства ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» г. Владимир.
При реализации этого алгоритма специальная программа, установленная на ЦСОД, в соответствии с заданным расписанием (не мене 1 раза в 5 сек.), производит отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-3, проверяет системное время ЦСОД и при расхождении производит коррекцию.
Сличение часов центрального сервера сбора данных с часами счетчиков электрической энергии производится при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении более чем на ±1 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
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 компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТШ-0,66 У3 |
22657-02 |
12 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 МУ3 |
50733-12 |
9 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
22656-07 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
Альфа А1140 |
33786-07 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11 |
7 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
Устройства синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
64242-16 |
1 |
Сервер базы данных c ПО «АльфаЦЕНТР АС UE 5000» |
- |
- |
1 |
АРМ оператора |
- |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_UE_5000», устройство синхронизации системного времени УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ).
Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Белгородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии
Лист № 2 Всего листов 8 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUka, входящего в состав УСВ-3.
Корректировка часов на сервере происходит от УСВ-3, установленного в серверной комнате ЦСОД ООО «СбытЭнерго» (далее ЦСОД).
Синхронизация времени АИИС КУЭ осуществляется программным способом по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию системного внутренних часов центрального сервера сбора данных и коррекцию внутренних часов счетчиков по сигналам устройства синхронизации времени (УСВ-3) производства ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» г. Владимир.
При реализации этого алгоритма специальная программа, установленная на ЦСОД, в соответствии с заданным расписанием (не мене 1 раза в 5 сек.), производит отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-3, проверяет системное время ЦСОД и при расхождении производит коррекцию.
Сличение часов центрального сервера сбора данных с часами счетчиков электрической энергии производится при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении более чем на ±1 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на ПО «АльфаЦЕНТР AC_UE_5000», идентификационные которого указаны 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 программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР АС UE 5000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕ |
НТР АС UE 5000» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Основная по-грешность, ± 5% |
Погрешность в рабочих условиях, ± 5% | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
КТП - 815н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1 Т |
ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 158939 Зав. № 158935 Зав. № 158942 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140895 |
активная реактивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
2 |
КТП - 815н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 2Т |
ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 158938 Зав. № 158937 Зав. № 158936 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140860 |
активная реактивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
3 |
КТП - 816н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1 Т |
ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 021553 Зав. № 021554 Зав. № 021555 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611127097 |
активная реактивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
4 |
КТП - 816н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 2Т |
ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 021558 Зав. № 021560 Зав. № 021557 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611127139 |
активная реактивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
5 |
ВРУ-0,4кВ ИП Соснин, КЛ-0,4 кВ ИП Соснин |
Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 542758 Зав. № 542759 Зав. № 542760 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140818 |
активная реактивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
6 |
ВРУ-0,4кВ ИП Кущева, ЛЭП-0,4 кВ ИП Кущева |
- |
- |
A1140-05-RALBW-4n Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05039461 |
активная реактивная |
0,6 1,1 |
1,6 2,9 |
7 |
КТП - 814н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. ввод 1 Т |
Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 292580 Зав. № 292581 Зав. № 292579 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110122724 |
актив ная реак тивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
8 |
КТП - 814н 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. ввод 2Т |
Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 292699 Зав. № 292698 Зав. № 292706 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110122719 |
актив ная реак тивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
9 |
ТП 10/0,4кВ «Макдональдс», РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1Т |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 259653 Зав. № 259657 Зав. № 259658 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124136027 |
актив ная реак тивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
10 |
ТП 10/0,4кВ «Макдональдс», РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0.4 кВ, ввод 2Т |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 282862 Зав. № 259654 Зав. № 259659 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124136034 |
актив ная реак тивная |
1,7 2,9 |
3,2 5,1 |
*Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.
-
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05) Uh; ток (1,0-1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
3 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ:
-
- параметры сети: диапазон напряжения (0,9-1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон напряжения (0,8-1,2)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф (si^) 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 от минус 40 до плюс 65 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 60,0 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 минус 40 до плюс 65 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.
-
5 Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСВ-3 - на измерительный компонент с аналогичными метрологическими характеристиками, тип которого утвержден. Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
6 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств 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 tв = 24 ч;
-
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
-
- электросчётчик Альфа А1140 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
-
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 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 электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений;
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 180 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).