Номер по Госреестру СИ: 80879-20
80879-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Вятский фанерный комбинат" (2-я очередь)
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь) (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». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» 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 12.1 |
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 ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь)
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-299-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.10.2020 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
-
- счетчиков Меркурий 234 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48266-11) - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.;
- счетчиков Меркурий 234 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 75755-19) - по документу РЭ1 26.51.63.130-061-89558048-2018 с изменением № 1 «Счетчики электрической энергии статические «Меркурий 204», «Меркурий 208», «Mercury 204», «Mercury 208», «Меркурий 234», «Меркурий 238», «Mercury 234», «Mercury 238». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 10.04.2020 г.;
-
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
-
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
-
- 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
Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизация Комплект Учет Проект»
(ООО «АКУП»)
ИНН 7725743133
Адрес: 111024, г. Москва, ул. 2-я Энтузиастов, д. 5, корп. 40, офис 307
Телефон: (985) 343-55-07
E-mail: proekt-akup@yandex.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), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УССВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±2 с.
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 измерительные |
ТВЛМ-10 |
6 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
15 |
Трансформаторы тока измерительные разъемные |
ТТЕ-Р |
6 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
3 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-6 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
6 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
6 |
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 |
4 |
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер |
Dell PowerEdge R430 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-299-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ПФ 26.51.43.120-02 7736662486-2020 |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.4 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Dell PowerEdge R430 |
Активная Реактив ная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
2 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.6 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
3 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.7 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
4 |
ЦРП-2 6 кВ, РУ- 6кВ, яч.ф.57 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 50058-12 Фазы: АВС |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТПОЛ-10 |
НТМИ-6-66 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Актив- | ||||||
5 |
ЦРП-2 6 кВ, РУ- 6кВ, яч.ф.56 |
Кл.т. 0,5 600/5 |
Кл.т. 0,5 6000/100 |
ная |
1,3 |
3,3 | |||
Рег. № 47958-11 |
Рег. № 2611-70 |
Реактив- |
2,5 |
5,6 | |||||
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
ная | |||||||
6 |
ТП 6 кВ №1121, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ARTМ-03 PB.G |
Актив ная |
1,0 |
3,2 | |||
кВ ф.Краны (Пульсар) |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Реактивная |
2,1 |
5,5 | |||||
ТТИ-А |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 |
Актив- | |||||||
7 |
ТП 6 кВ №818, |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
ная |
1,0 |
3,2 | ||||
Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 |
Dell Pow- |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||
Рег. № 54074-13 |
erEdge R430 |
ная | |||||||
8 |
РУ-0,4 кВ КНС-10, Ввод 1 0,4 кВ |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 |
- |
Меркурий 234 ARTМ-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Актив ная Реактив- |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
9 |
РУ-0,4 кВ КНС-10, |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 |
Меркурий 234 ARTМ-03 PB.G |
Актив ная |
1,0 |
3,2 | |||
Ввод 2 0,4 кВ |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
10 |
ВРУ-0,4 кВ Скла- |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 |
Меркурий 234 ARTМ-03 PB.G |
Актив ная |
1,0 |
3,2 | |||
да, Ввод 0,4 кВ |
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||||
Фазы: А; В; С |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТП 6 кВ №1181, |
ТТЕ-Р Кл.т. 0,5 |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Активная |
1,0 |
3,2 | ||||
11 |
РУ-0,4 кВ, Ввод |
1500/5 |
- | ||||||
0,4 кВ Т-1 |
Рег. № 73622-18 |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
ТП 6 кВ №1181, |
ТТЕ-Р Кл.т. 0,5 |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Актив ная |
1,0 |
3,2 | ||||
12 |
РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
1500/5 Рег. № 73622-18 |
- |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||
Фазы: А; В; С |
ная | ||||||||
ТП 6 кВ №1121, |
Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Актив ная |
1,0 |
3,2 | ||||
13 |
РУ-0,4 кВ, Ввод |
1000/5 |
- | ||||||
0,4 кВ Т-1 |
Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
УССВ-2 |
Dell Pow- |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||
Рег. № 54074-13 |
erEdge R430 |
ная | |||||||
14 |
ЦРП-5, РУ-6кВ, яч.ф.2 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Актив ная |
1,3 |
3,3 | ||
Рег. № 47959-11 |
Рег. № 2611-70 |
Реактив- |
2,5 |
5,6 | |||||
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
ная | |||||||
15 |
ЦРП-5, РУ-6кВ, яч.ф.16 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Актив ная |
1,3 |
3,3 | ||
Рег. № 47959-11 |
Рег. № 2611-70 |
Реактив- |
2,5 |
5,6 | |||||
Фазы: А; С |
Фазы: АВС |
ная | |||||||
16 |
1РП 6 кВ, РУ-6кВ, яч.ф.5 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 100/5 |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Актив ная |
1,3 |
3,3 | ||
Рег. № 22944-02 |
Рег. № 23544-07 |
Реактив- |
2,5 |
5,6 | |||||
Фазы: А; С |
Фазы: А; В; С |
ная | |||||||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в времени UTC(SU) |
рабочих условиях относительно шкалы |
±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 указана для тока 5 % от I ном; cos j = 0,8инд.
-
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 УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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 |
16 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
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: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 48266-11): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 75755-19): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 40 170 5 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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчиков 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).