Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь"

ООО "Энергоучет", г.Воронеж
ГОСРЕЕСТР СИ РФ:40484-09

21.11.24
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь"

Основные
Тип
Год регистрации	2009
Дата протокола	04д2 от 14.05.09 п.53
Класс СИ	34.01.04
Номер сертификата	35142
Срок действия сертификата	. .
Страна-производитель	Россия
Технические условия на выпуск	проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия)	Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь» (г. Воронеж) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ЗАО «Янтарь», сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:____

Наименование функции	Наименование задачи	Период выполнения функции
1	2	3
Уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ)
Самодиагностика счетчика	Проверка функционирования	Циклическая, непрерывная
Автоматическое измерение физических величин	Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания	30 мин
Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии	Автоматическое архивирование получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному времени в энергонезависимой памяти	30 мин
Коррекция времени счетчика	Обеспечение единого календарного времени в системе	Один раз в сутки, от СОЕВ
Контроль несанкционированного доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин	Ведение «Журнала событий»	Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам событий»
Уровень измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ
Чтение коммерческих и служебных данных счетчика	Чтение коммерческих и служебных данных счетчика	Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ

1	2	3
Конфигурирование и параметрирование системы и сервера	Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ: -параметров ИИК ТУ (измерительных каналов), - протоколов доступа к счетчикам; - протоколов выдачи информации на верхние уровни.	Однократно, при проведении пусконаладочных работ (ПНР)
Ведение «Журнала событий» сервера	Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера	1 раз в 30 мин. 1 раз в 30 мин. Непрерывно, по факту события.
Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа	Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации	Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически
Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений	Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ	Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ОДУ
Приведение результатов измерений к именованным величинам	Обработка результатов измерений при поступлении новых данных	Непрерывно
Обеспечение сохранности результатов измерений	Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти	При поступлении новых данных
Доступ к данным о состоянии средств измерений	Передача данных о состоянии средств измерений	Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ОДУ
Обеспечение единого календарного времени	Синхронизация времени ИВКЭ	Раз в 30 минут
Обеспечение единого календарного времени в системе	Синхронизация времени ИВК, ИВКЭ.	Не реже 1 раз в 30 минут
Проверка наличия коррекции времени счетчика	Контроль за работоспособностью СОЕВ	1 раз в сутки
Резервирование баз данных	Сохранность информации	1 раз в сутки
Восстановление данных	Повторным запуском программы Сервер опроса, после восстановления связи со счетчика	При отсутствии данных
Довосстановление данных	Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика, полученных от смежного субъекта или иным способом	При отсутствии данных
Обеспечение информационного обмена с внешними системами.	Передача данных	В соответствии с Соглашением об информационном обмене
Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений	Формирование макетов с электронной цифровой подписью	В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией
Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений	Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью	В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией
Предоставление данных коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц)	Формирование макетов с электронной цифровой подписью	В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией
Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ	Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ	В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией
Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа	Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа	По запросу и автоматически
Расчет учетных показателей	Приведение данных точек измерения к данным точек учета	Автоматически раз в 30 минут или по запросу
Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета	Формирование учетного показателя или формирование потерь	Автоматически раз в 30 минут или по запросу

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СОСЦУ ЕЭС, РДУ, ФСК). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

АИИС состоит из 2 уровней.

1-й уровень - уровень ИИК ТУ ЗАО «Янтарь» (7 экз.) содержит в своем составе:

• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10, ТПФ-10, ТВК-10 УХЛЗ, ТВЛМ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.

• Измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66, НАМИТ-10УХЛ2 по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.

• Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/l,0.

• Вторичные цепи.

• Каналы связи со 2 уровнем - выделенная линия связи интерфейса RS-485.

2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:

. Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер (HP 470064-658 МЫ 10G5 Х3210 (QuadroCore/2.13GHz), 1GB, 250GB HP-SATA NHP DVDRW noFDD).

• Технические средства приёма-передачи данных:

- преобразователь-коммутатор ПР-4-4 для согласования работы четырех интерфейсов RS-232C с преобразованием сигналов для передачи/приема информации по четырем каналам интерфейса RS-485;

- модемы (ZyXEL OMNI).

• Каналы связи:

- между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);

• Источник бесперебойного питания (ippon Smart Power 1000 VA).

• Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

• Программные средства:

- ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server.

- Специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ: Сбытовая компания - поставщик электроэнергии; ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ; ОАО «Воронежская энергосбытовая компания».

- ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ состоит из блока синхронизации времени счетчиков БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленном в серверном шкафу в диспетчерской ЗАО «Янтарь». Блок БСЧРВ-011 предназначен для преобразования протокола сигнала поступающего со спутникового приемника GPS в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М. Блок БСЧРВ-011 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком БСЧРВ-011 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 2 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав

Канал измерений		Средство измерений					Ктт •Кти •Кеч	Наименование измеряемой величины
Xs ИК, код ОАО АТС	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование прнсоедннення	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Xs Госреестра СИ		Обозначение, тип		Заводской номер
1	2	3		4		5	6	7
	ЗАО «Янтарь»	№__________		Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Янтарь»		Xs 01		Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
	ТП ОАО «Холод» к ПС-39 ф.43	ТТ	КТ=0,5; Кп=400/5 №22192-03	А	ТПЛ-Ю-М	2345	4800	Ток первичный, Г
			КТ=0,5; Ктт=400/5 X» 1276-59	С	ТПЛ-10	36494
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70	< со о	НТМИ-6-66УЗ	11079		Напряжение первичное, U,
		Счетчик	KT=0,5S/l Ксч=1 Х° 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0607080274		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
	ТП ОАО «Холод» к ТП-13 ст. Воронеж-2 ф. 1	ТТ	КТ=0,5 Ктт=150/5 № 517-50	А	ТПФ-10	135125	1800	Ток первичный, I,
				С	ТПФ-10	134303
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70	< со о	НТМИ-6-66УЗ	11079		Напряжение первичное, Ui
		Счетчик	KT=0,5S/l Ксч=1 X» 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0608080185		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
m	ТП ОАО «Холод» к ТП ЗАО «ВКЗ»	ТТ	КТ=0,5 Кп=200/5 Xs 1276-59	А	ТПЛ-10	83501	2400	Ток первичный, I,
				С	ТПЛ-10	83492
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А В С	НТМИ-6-66УЗ	11079		Напряжение первичное, U,
		s § б	KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0607080253		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
ч-	ТП ЗАО «Янтарь» к ПС-39 ф.40	ТТ	КТ=0,5 Кп=ЗОО/5 Xs 8913-82	А	ТВК-10 УХЛЗ	29394	3600	Ток первичный, I,
				С	ТВК-ЮУХЛЗ	29399
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02	О со >	НАМИТ-10УХЛ2	0411		Напряжение первичное, U,
		s § г О	KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0607080026		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1	2	3		4		5	6	7
«л	ТП ЗАО «Янтарь» к ТП-6 Курск-Воронеж ф. 12	ТТ	КТ=0,5 Кп= 150/5 № 1276-59	А	ТПЛ-10	41642	4800	Ток первичный, Г
		ТТ	КТ=0,5 Кп= 150/5 № 1276-59	С	ТПЛ-10	21281		Ток первичный, Г
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02	А В С	НАМИТ-10УХЛ2	0411		Напряжение первичное, Ui
		Счетчик	KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07 1ередаточное числ ООО имп/кВт(квар)ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0608080310		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
	ТП ЗАО «Янтарь» к ПС-39 ф.46	ТТ	КТ=0,5 Кп=300/5 № 1856-63	А	ТВЛМ-10	81625	4800	Ток первичный, 1\|
		ТТ	КТ=0,5 Кп=300/5 № 1856-63	С	ТВЛМ-10	81698		Ток первичный, 1\|
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-02	< со О	НАМИТ-10УХЛ2	0394		Напряжение первичное, U,
		Счетчик	KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0607080081		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время
	ТП ЗАО «Янтарь» к ТП «ВЭКЗ» ф. 12	ТТ	КТ=0,5; Кп-150/5 № 29390-05	А	ТПЛ-10С	2991	4800	Ток первичный, 1\|
		ТТ	КТ=0,5; Кп=150/5 Xs 1276-59	С	ТПЛ-10	3583		Ток первичный, 1\|
		TH	КТ=0,5 Ктн=6000/100 Xs 16687-02	А В С	НАМИТ-10УХЛ2	0411		Напряжение первичное, Ui
		Счетчик	KT=0,5S/l Ксч=1 Xs 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч	ПСЧ 4ТМ.05М		0608080352		Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение характеристики	Примечания
1	2	3
Количество ИК коммерческого учета.		7
Номинальное напряжение на вводах системы, В	6000/100	ИК Xs 1-7
Номинальные значения первичных токов	400/5	ИК Xs 1
ТТ измерительных каналов, А	300/5	ИК Xs 4, 6
	200/5	ИКХзЗ
	150/5	ИК Xs 2, 5, 7
Мощность вторичной нагрузки ТТ	10	ИК Xs 1,3, 4, 5, 6, 7
(при cos<p2=0,8 инд), В-А	15	ИК Xs 2
Мощность нагрузки TH	75	ИК Xs 1,2, 3
(при cosip2=0,8 инд), В-А	200	ИК Xs 4, 5, 6, 7

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС при доверительной вероятности 0,95_________________________________________________________

dP £ СО
№ ИК	КТтт	КТтн	КТсч	Значение COS ф	для диапазонов 5 %<1/1п<20% Wp 5 %< Wp<Wp 20 %	для диапазонов 20%<I/In<100% WР20 % Wр< Wp 100 %	для диапазонов 100%< 1/1п< 120% Wp]00%^Wp< Wp]20%
1-7	0,5	0,5	0,5s	1,0	±23	±1,5	±13
				0,8	±3,2	±2,0	±1,7
				0,5	±5,7	±33	±2,7
8 WQ , %
№ ИК	КТтт	КТ™	КТСЧ	Значение cos ip (sin ф)	для диапазонов 5%<1/1п<20% Wq 5 % <Wq< Wq jo %	для диапазонов 20%<I/ln<100% Wq20%^Wq<Wq ioo %	для диапазонов 100%< 1/1п<120% Wq ioo%^Wq< Wqi20%
1-7	0,5	0,5	1,0	0,8(0,6)	±4,8	±3,2	±2,8
1-7	0,5	0,5	1,0	0,5(0,87)	±3,1	±2,6	±2,4

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5

Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального

Wp5%(WQ5«/n), Wp20 % (WQ20 %), WPioo%(WQioo%), WP120 %(WQ|2O%) - значения электроэнергии при I/In =5 %, 20%, 100%, 120%

Таблица 5-Условия эксплуатации

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин	Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала
	Счетчики	ТТ	TH
Сила переменного тока, А	А мин — ^2 макс	I _ 1 9 I 21мин -Ином	-
Напряжение переменного тока, В	0,9(/2ном - 1,1 ГГ2н„м	—	0,9(7] ном - 1,1 (7] НОМ
Коэффициент мощности (cos <р)	0,5 „„„-1,0 -0,8	0,8инп.-1,0	0,8 инп- 1,0
Частота, Гц	47,5-52,5	47,5 -52,5	47,5-52,5
Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные	От минус 40 до плюс 60 От минус 5 до плюс 35	От минус 50 до плюс 45 От минус 5 до плюс 35	От минус 50 до плюс 45 От минус 5 до плюс 35
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл	Не более 0,5	-	—
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при coscp2=0,8 инп)	-	0,25,$2иом_ 1,0^2ном	-
Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 ннп)	—	—	OjISShqm — IjOShom

Надежность применяемых в системе компонентов.

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

. среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

. блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование 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.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

. сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. Рабочий проект «Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь» шифр НСЛГ.466645.016. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в марте 2009 г.

Таблица 6 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС

Наименование эталонов, вспомогательных СИ	Тнп	Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)		Цель использования
1	2	3		4
1.Термометр	ТП 22	ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C		Контроль температуры окружающей среды
2. Барометр-анероид	БАММ 1	Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5%		Контроль атмосферного давления
3. Психрометр	М-4М	КТ 2,0		Контроль относительной влажности
4 Миллитесламетр	МПМ-2	ПГ 7,5 %		Измерение напряженности магнитного поля
5. Измеритель показателей качества электрической энергии	Ресурсам	КТ 0,2 (напряжение гармоник)		Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97
б.Вольтамперфазометр	ПАРМА ВАФ-Т	КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град.		Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током
7. Прибор сравнения	КНТ-03	1,999 В А; 19,99 В А; 199,9 ВА	ПГ ±0,003 В А ПГ ±0,03 В А ПГ ±0,3 В А	Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ
8. Радиоприемник	Любой тип			Использование сигнала точного времени
9. Секундомер	СОСпр-1	0-30 мин., ЦД 0,1 с		При определении погрешности хода системных часов
10. Переносной компьютер (ноутбук)				Для непосредственного считывания информации со счетчиков
11. Устройство сопряжения оптическое	УСО-2			Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт
12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ», ПО «КонфигураторСЭТ-4ТМ»				Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС КУЭ в целом.

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

. ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

. TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

. Счетчики ПСЧ 4ТМ.05М- по методике поверке ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,

ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Янтарь» НСЛГ.466645.016 РП

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Янтарь», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание