Номер по Госреестру СИ: 71357-18
71357-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС "Кирилловская"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.
Полученные данные и результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 14.05.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 (для файла ac metrology.dll) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Наличие специальных средств защиты - разграничение прав доступа, пароли, фиксация изменений в журнале событий исключают возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская»
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-312235-014-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 22.01.2018 г.
Основные средства поверки:
-
- измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
-
- измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя и 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;
-
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -
по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
-
- счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа - по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», согласованному ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», с помощью установок МК6800, МК680 или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;
-
- устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
-
- комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-01. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-02-01 (рег. № 46656-11);
-
- прибор комбинированный Testo-622 (рег. № 44744-10).
Допускается применять средства поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
Акционерное общество «Мобильные газотурбинные электрические станции»
(АО «Мобильные ГТЭС»)
ИНН 7706627050
Адрес: 121353, г. Москва, ул. Беловежская, д. 4, блок Б
Телефон: +7 (495) 782-39-60
Факс: +7 (495) 782-39-61
E-mail: info@mobilegtes.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс» (ООО «Энергокомплекс»)Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26, 3 Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерений активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии);
-
- ведения единого времени при выполнении измерений активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;
-
- периодического (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматического сбора привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств и объектов измерений;
-
- хранения не менее 3,5 лет результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных), данных о состоянии средств и объектов измерений;
-
- обработки, формирования и передачи результатов измерений в ХML-формате по электронной почте Коммерческому Оператору (далее - КО) и внешним организациям с электронной подписью;
-
- предоставления по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК системы на всех уровнях АИИС КУЭ;
-
- обеспечения защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
- диагностики функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 1983-2015, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации A1802RАL-P4GB-DW-4 и A1805RL-P4G-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единств измерений (далее - рег. №) 31857-06), счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация А2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (рег. № 14555-02), указанные в таблице 2 (5 точек измерений).
-
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификации RTU-327LV, рег. № 41907-09), источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (рег. № 49933-12) (резервное устройство), технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), в состав которого входят: сервер баз данных (СБД), с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура), технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям (проводным линиям) поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени равных 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.
Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть связи.
ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных документов в AML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в ХМ1,-формате, отправляемые в ПАК КО АО «АТС», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В состав СОЕВ входят: счетчики электрической энергии, УСПД со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (резервное устройство) и сервер ИВК со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ».
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени от источников точного времени при проведении измерений электрической энергии.
Время УСПД АИИС КУЭ синхронизировано со временем специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР », корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и тайм-сервера на величину более ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД выполняется один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на величину более ±2 с выполняется их корректировка.
В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта автоматизации по стандарту Ethernet и позволяет получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР».
Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и тайм-сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 -
Наименование компонента |
Рег. № |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 |
31857-06 |
3 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация A1805RL-P4G-DW-4), КТ 0,5S/1,0 |
31857-06 |
1 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1,0 |
14555-02 |
1 шт. |
Трансформаторы тока 780I-SD-43710, КТ 0,2 |
70919-18 |
2 шт. |
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 31.5), КТ 0,5 |
31089-06 |
3 шт. |
Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 63.4), КТ 0,5 |
31089-06 |
3 шт. |
Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 |
29838-05 |
3 шт. |
Трансформаторы тока шинные ТШП-0,66, КТ 0,5 |
15173-06 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD01907FF, КТ 0,5 |
70918-18 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 |
32003-06 |
3 шт. |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 (модификация RTU-327LV) |
41907-09 |
1 шт. |
Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (модификация СТВ-01 Л) |
49933-12 |
1 шт. |
Методика поверки МП-312235-014-2018 |
- |
1 экз. |
Формуляр ФО ГТЭС0054.226 |
- |
1 экз. |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||||
Он о ё ct с О § о Е ей Он Н |
Он О W Й | & * & к s О. Я Н |
к н о и |
С и |
Г) га Й и к ю о Он |
§ W Е га о Он га и и С-С | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ТГ-1 (10,5кВ) |
780I-SD-43710 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 70919-18 |
PTW5-2-110- SD01907FF Ктн = 12000/120; КТ 0,5 рег. № 70918-18 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
О' о tA о О' £ га о Он > <м со £ н Р4 |
тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. № 49933-12 (резервное устройство) |
S сц н е и С С-С и е &И о га Он о о S ей Н |
§ и CQ S н се о § и га К н |
2 |
ТСН-12 |
ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A1805RL- P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||||
3 |
ТСН-11 |
ASK 31.5 Ктт = 80/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 |
- |
A2R-4-AL- C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 | ||||
4 |
Ввод 110 кВ Т-5 |
TAT Ктт = 300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 |
EMF 145 Ктн = 110000/^3/100/^3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||||
5 |
КТП 6/0,4 кВ, ввод РУ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Ктт = 1000/5; КТ 0,5 рег. № 15173-06 |
- |
A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Значение cosф/sinф |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (±6), % | |||||||
НН 1Л |
)%, |
I5 %£ - |
d5 %, изм< 1 20 % |
d I 20 %£ |
20 %, I изм< 1 100 % | ||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
0,5/0,87 |
2,5 |
2,0 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
1,4 | ||
0,8/0,6 |
1,6 |
2,6 |
1,2 |
1,8 |
1,2 |
1,6 | |||
1,0/ - |
1,3 |
Не норм |
1,0 |
Не норм |
1,0 |
Не норм | |||
2, 3 |
0,5/0,87 |
5,8 |
4,0 |
3,5 |
2,6 |
2,9 |
2,4 | ||
0,8/0,6 |
3,3 |
5,6 |
2,3 |
3,2 |
2,1 |
2,7 | |||
1,0/ - |
2,3 |
Не норм |
1,9 |
Не норм |
1,8 |
Не норм | |||
4 |
0,5/0,87 |
2,2 |
1,9 |
1,5 |
1,3 |
1,3 |
1,2 | ||
0,8/0,6 |
1,4 |
2,5 |
1,1 |
1,5 |
1,0 |
1,3 | |||
1,0/ - |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |||
5 |
0,5/0,87 |
5,4 |
2,8 |
2,8 |
1,7 |
2,0 |
1,4 | ||
0,8/0,6 |
2,8 |
4,6 |
1,6 |
2,4 |
1,2 |
1,8 | |||
1,0/ - |
1,8 |
Не норм |
1,1 |
Не норм |
0,9 |
Не норм | |||
Номер ИК |
Значение cosф/sinф |
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (±d), % | |||||||
d1(2)%, |
d5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | ||||||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
0,5/0,87 |
2,3 |
1,5 |
1,6 |
1,0 |
1,4 |
0,9 | ||
0,8/0,6 |
1,4 |
2,1 |
1,0 |
1,4 |
0,9 |
1,3 | |||
1,0/ - |
1,1 |
Не норм |
0,8 |
Не норм |
0,7 |
Не норм | |||
2, 3 |
0,5/0,87 |
5,4 |
2,8 |
2,7 |
1,6 |
1,9 |
1,3 | ||
0,8/0,6 |
2,8 |
4,5 |
1,5 |
2,4 |
1,1 |
1,8 | |||
1,0/ - |
1,7 |
Не норм |
1,0 |
Не норм |
0,8 |
Не норм | |||
4 |
0,5/0,87 |
2,0 |
1,3 |
1,2 |
0,8 |
0,9 |
0,7 | ||
0,8/0,6 |
1,2 |
1,9 |
0,7 |
1,1 |
0,6 |
0,9 | |||
1,0/ - |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм |
0,5 |
Не норм | |||
5 |
0,5/0,87 |
5,3 |
2,5 |
2,6 |
1,3 |
1,8 |
1,0 | ||
0,8/0,6 |
2,7 |
4,3 |
1,4 |
2,2 |
0,9 |
1,5 | |||
1,0/ - |
1,7 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,6 |
Не норм | |||
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
5 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности cosj |
0,87 |
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: | |
ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: | |
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -5 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +55 |
- для УСПД RTU-327LV |
от -20 до +50 |
- для ИВК СТВ-01 Л |
от -30 до +60 |
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Трансформаторы тока (напряжения): | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
400000 |
- средний срок службы, лет, не менее |
25 |
Электросчетчики Альфа А1800: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- средний срок службы, лет, не менее |
30 |
Электросчетчики Альфа: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- средний срок службы, лет, не менее |
30 |
ИВКЭ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- средний срок службы, лет, не менее |
30 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
не более |
1,0 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
45 |
направлениях, сут, не менее ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, |
45 |
не менее | |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью блоков аккумуляторных батарей и устройства АВР,
-
- резервирование каналов связи ИВКЭ и ИВК,
-
- резервирование питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания. Регистрация событий:
журнал событий счетчика и УСПД:
-
- параметрирование,
-
- пропадание/восстановление питания счетчика;
-
- снятие крышки зажимов и кожуха счетчика;
-
- пропадание/восстановление связи
-
- пропадание/восстановление напряжения (по фазам);
-
- коррекции времени счетчика, УСПД,
-
- количество нажатий на кнопку «RESET» счетчика,
-
- очистка журнала событий; журнал сервера:
-
- даты начала регистрации измерений.
-
- перерывов электропитания,
-
- пропадание/восстановление связи с точкой опроса,
-
- программные и аппаратные перезапуски,
-
- корректировки времени сервера,
-
- изменения ПО,
-
- сообщения, связанные с защитой программного обеспечения. Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчиков электрической энергии,
-
- клеммников измерительных трансформаторов,
-
- промежуточных клеммников и автоматов вторичных измерительных цепей,
-
- сервера ИВК,
-
- УСПД;
защита информации на программном уровне:
-
- пароль доступа на счетчики электрической энергии,
-
- пароль доступа на УСПД;
-
- пароль доступа на сервер,
-
- шифрование результатов измерений при передаче информации сторонним организациям (использование цифровой подписи).