| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин, один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в ХML-формате по электронной почте коммерческому оператору (КО) с электронной подписью и внешним организациям в соответствии с согласованным регламентом передачи;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (далее - ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,2 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 или ТУ 4228-011-29056091-11 при измерении реактивной электроэнергии, установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), который включает в себя сервер баз данных Ростовской атомной станции (далее - сервер станции), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер АО «Концерн Росэнергоатом», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение еe, передачу отчетных документов КО и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл мощности по времени, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер станции при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» посредством технологии межсерверного обмена данными, осуществляемой программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», считывает измерительную и служебную информацию из базы данных сервера станции, выполняет дальнейшую обработку и хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах.
Обмен информацией между счетчиками и сервером станции происходит по проводным и оптическим линиям локальной вычислительной сети Ростовской атомной станции с использованием протоколов RS-485 и Ethernet. Обмен информацией между сервером станции и сервером АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по корпоративной сети передачи данных АО «Концерн Росэнергоатом» с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера станции, счетчиков. УСВ реализовано на базе приемника УССВ-16 HVS, принимающего сигналы точного времени системы GPS и формирующего шкалу точного времени. Синхронизация часов сервера станции по шкале точного времени осуществляется с цикличностью один раз в час при расхождении показаний часов сервера станции и УСВ на величину более чем ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера станции происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера станции на величину более чем ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
В СОЕВ в качестве резервных вариантов предусмотрено формирование шкалы точного времени при помощи сервера времени LANTIME M300/GPS или сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». При использовании сервера времени LANTIME M300/GPS источником точного времени является система GPS. В обоих резервных случаях серверы времени подключаются к серверу станции, шкала времени передается по протоколу NTP. Синхронизация часов сервера станции осуществляется с цикличностью не реже один раз в 1024 с независимо от величины расхождения показаний часов.
На уровне ИВК для формирования шкалы точного времени используется сервер времени ГСВЧ (NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ»), подключенный к серверу АО «Концерн Росэнергоатом». Сравнение показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» с эталонным временем сервера времени ГСВЧ осуществляется один раз в 30 мин, синхронизация происходит при расхождении показаний на величину более чем ±1 с. При этом на уровне ИВК синхронизация времени носит служебный характер и на результаты измерений электроэнергии не влияет.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4, основные технические характеристики - в таблице 5.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК | Вид электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 25121-07 | ТН-1:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09
ТН-2:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Активная, реактивная | | 2 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк № 2 | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 25121-07 | ТН-1:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09
ТН-2:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | | 3 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк № 1 | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 25121-07 | ТН-1:
НДЕ-500-72У1
Кл. т. 0,5
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 5898-77
ТН-2:
НДЕ-500-72У1
Кл. т. 0,5
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 5898-77 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 4 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 25121-07 | ТН-1:
НДКМ-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38001-08
ТН-2:
НДКМ-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38001-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Активная, реактивная | | 5 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 25121-07 | ТН-1:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09
ТН-2:
НДЕ-М-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQ-P4GB-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 6 | ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Городская-2 | ТГФ 220-II*
(мод.
ТГФ 220-II* У1)
Кл. т. 0,2
КТТ = 1000/1
Рег. № 20645-00 | ТН ВЛ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 1СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 2СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 7 | ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск № 1 | ТГФ 220-II*
(мод.
ТГФ 220-II* У1)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/1
Рег. № 20645-05 | ТН ВЛ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 1СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 2СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4G-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Активная, реактивная | | 8 | ВЛ 220 кВРостовская АЭС - Волгодонск № 2 | ТГФ 220-II*
(мод.
ТГФ 220-II* У1)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. № 20645-05 | ТН ВЛ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 1СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 2СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 | | 9 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. №
25121-07 | ТН-1:
НДКМ-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38001-08
ТН-2:
НДКМ-500
Кл. т. 0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38001-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 10 | ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная | SAS 123/245/362/550/800
(мод. SAS 550)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. №
25121-07 | ТН-1:
НДЕ-М-500
Кл. т.0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09
ТН-2:
НДЕ-М-500
Кл. т.0,2
КТН = (500000/√3)/(100/√3)
Рег. № 26197-09 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQ-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Активная, реактивная | | 11 | ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково | ТГФ 220-II*
(мод.
ТГФ 220-II* У1)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. №
20645-05 | ТН ВЛ:
НДКМ-220
Кл. т.0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 1СШ:
НДКМ-220
Кл. т.0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 2СШ:
НДКМ-220
КЛ. Т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т.0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 | | 12 | ОВ 220 кВ
Ростовская АЭС | ТГФ 220-II*
(мод.
ТГФ 220-II* У1)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 2000/1
Рег. №
20645-05 | ТН ОСШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 1СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08
ТН 2СШ:
НДКМ-220
Кл. т. 0,2
КТН = (220000/√3)/(100/√3)
Рег. № 38000-08 | Альфа А1800
(мод. А1802RALQ-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 13 | Г-1 | ТШВ24
Кл. т. 0,2
КТТ = 30000/5
Рег. № 6380-77 | GSE 30
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 48526-11 | Альфа А1800
(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-06 | Сервер станции | Сервер АО «Концерн Росэнергоатом» | Активная, реактивная | | 14 | Г-2 | ТШВ24
Кл. т. 0,2
КТТ = 30000/5
Рег. № 6380-77 | TJC 7.0-G
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 49111-12 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-06 | | 15 | Г-3 | GSR
Кл. т. 0,2S
КТТ = 32000/5
Рег. № 25477-08 | UGE
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 25475-11 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 | | 16 | Г-4 | GSR
Кл. т. 0,2S
32000/5
Рег. № 25477-13 | GSE 30
Кл. т. 0,2
КТН = (24000/√3)/(100/√3)
Рег. № 48526-11 | Альфа А1800
(мод. А1802RALXQV-P4GB-DW-4)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
31857-11 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИК
при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | | 1, 2, 4, 5, 7-12, 15, 16 | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | | 3 | 1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,9 | | 6, 13, 14 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±0,9 | ±1,1 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | | Примечание:
(оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности;
(Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИИК
при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1, 4, 5, 7-11, 15, 16 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,7 | ±2,3 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | | 3 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,1 | ±2,6 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±2,3 | | 6 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,5 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±2,0 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 2, 12 | 0,9 | ±2,7 | ±3,6 | ±1,6 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,4 | | 13, 14 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±2,5 | ±2,8 | ±1,4 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,4 | | Примечание:
(оQ - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности;
(Q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Примечания к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (30 мин).
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 16 | | Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже | 1 | | Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos φ
- частота, Гц
- магнитная индукция внешнего происхождения
- температура окружающей среды, °С:
- для счетчиков
- для других компонентов | от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
отсутствует
+23
от +20 до +25 | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном:
- для ИК №№ 1-5, 7-12, 15, 16
- для для ИК №№ 6, 13, 14
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для серверов
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35
0,5 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, сут, не более
серверы:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
3
0,99
35000
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 172
30
3,5 | | Погрешность СОЕВ не превышает, с | (5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Предусмотрена возможность коррекции времени в счетчиках и серверах ИВКЭ и ИВК (функция автоматизирована) |
