Номер по Госреестру СИ: 73961-19
73961-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" (АО "Корпорация А.Н.Д.")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»), свидетельство об аттестации № 143/RA.RU.312078/2018.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-125-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ -1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП -6
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Акционерное общество «Транссервисэнерго» (АО «Транссервисэнерго») ИНН 7710430593
Юридический адрес: 119296, г. Москва, Ленинский проспект, д. 64А Адрес: 119136, г. Москва, 3-й Сетуньский проезд, д. 10 Телефон (факс): (495) 380-37-70
Web-сайт: tsenergo.ru
E-mail: chis@tsenergo.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АО «Транссервисэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер АО «Транссервисэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера АО «Транссервисэнерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера. 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.
Сравнение показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «АльфаЦЕНТР» (АС_Т) 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 минут, коррекция часов осуществляется независимо от величины расхождений.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 |
Трансформаторы тока |
TC8 |
12 |
Трансформаторы тока |
TC5.2 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТСН12 |
18 |
Трансформаторы тока |
СТ 12 |
6 |
Трансформаторы тока |
TC6 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
VRQ2N/S2 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
12 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
8 |
Сервер |
HP DL380 G7 E |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-125-2018 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ТЛДК.411711.060.ЭД.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид элек-триче-ской энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6)% | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ТП 10кВ 12763, РУ- 10кВ, ввод 10кВ трансформатора Т-1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 47913-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
2 |
ТП 10кВ 12763, РУ- 10кВ, ввод 10кВ трансформатора Т-2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 47913-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактив ная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | |
3 |
ТП 10кВ 20670, РУ- 0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
4 |
ТП 10кВ 20670, РУ- 0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
ВРУ-1 0,4кВ АО «Атлан- |
TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ART- 03 P |
Активная |
1,0 |
3,2 | ||
тис», ввод КЛ- |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактив- |
2,1 |
5,6 | ||||
0,4кВ Луч А |
Рег. № 48266-11 |
ная | ||||||
6 |
ВРУ-1 0,4кВ АО «Атлан- |
TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ART- 03 P |
Активная |
1,0 |
3,2 | ||
тис», ввод КЛ- |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактив- |
2,1 |
5,6 | ||||
0,4кВ Луч Б |
Рег. № 48266-11 |
ная | ||||||
7 |
АВР-40 (ИТП) 0,4кВ АО «Атлантис» |
TC5.2 Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ART- 03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
HP DL380 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
8 |
ГРЩ-П 0,4кВ АО «Атлан- |
TC5.2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ART- 03 P |
G7 E |
Активная |
1,0 |
3,2 | |
тис», ввод КЛ- |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактив- |
2,1 |
5,6 | ||||
0,4кВ Луч А |
Рег. № 48266-11 |
ная | ||||||
9 |
ГРЩ-П 0,4кВ АО «Атлан- |
TC5.2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ART- 03 P |
Активная |
1,0 |
3,2 | ||
тис», ввод КЛ- |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактив- |
2,1 |
5,6 | ||||
0,4кВ Луч Б |
Рег. № 48266-11 |
ная | ||||||
10 |
ВРУ-2 0,4кВ АО «Атлан- |
TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ART- 03 P |
Активная |
1,0 |
3,2 | ||
тис», ввод КЛ- |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактив- |
2,1 |
5,6 | ||||
0,4кВ Луч А |
Рег. № 48266-11 |
ная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
11 |
ВРУ-2 0,4кВ АО «Атлантис», ввод КЛ- 0,4кВ Луч Б |
TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ART- 03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
12 |
ВРУ-1 АВР 0,4кВ АО «Атлантис» |
- |
- |
Меркурий 234 ART-01 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактив ная |
1,1 2,2 |
3,3 6,2 | |
13 |
ГРЩ-1 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ |
TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | |
14 |
ГРЩ-1 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ |
TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | |
15 |
ГРЩ-2 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ |
TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | |
16 |
ГРЩ-2 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ |
TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
17 |
ГРЩ-3 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ |
СТ 12 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 49676-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
18 |
ГРЩ-3 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ |
TC6 Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
19 |
ГРЩП-3 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ |
СТ 12 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 49676-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
HP DL380 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
20 |
ГРЩП-3 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ |
TC6 Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
G7 E |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
21 |
ГРЩ-4 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ |
ТСН12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 | |
22 |
ГРЩ-4 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ |
ТСН12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
Активная Реактив ная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК 13-16, 21, 22 указана для тока 2 % от
Ihom, для остальных ИК - 5 % от 1ном; cos j = 0,8 инд.
-
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
22 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uhom |
от 95 до 105 |
ток, % от Ihom | |
для ИК №№ 13-16, 21, 22 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: |
от 90 до 110 |
напряжение, % от Uhom | |
ток, % от Ihom |
от 1 до 120 |
для ИК №№ 13-16, 21, 22 |
от 5 до 120 |
для остальных ИК |
от 0,5 до 1,0 |
коэффициент мощности cosф |
от 49,6 до 50,4 |
частота, Гц |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +20 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Меркурий 230: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Меркурий 234: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
1 |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для счетчиков типа Меркурий 230: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
менее |
85 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для счетчиков типа Меркурий 234: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
менее |
170 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для сервера: | |
хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).