Особенности построения автоматизированные системы учета электроэнергии

1. ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

к.т.н, Тарасов Д.М.

2. Программа

Организация коммерческого учета электроэнергии на базе
автоматизированных информационно-измерительных систем (АИИС
КУЭ).
Организация оперативного контроля расхода электроэнергии.
Принятие организационно-технических решений, обеспечивающих
рациональное использование электроэнергии. Методики анализа режимов
электропотребления и потерь электроэнергии.
Осуществление оперативного контроля над потреблением
электроэнергии, над соблюдением пиковых ограничений по
электропотреблению.
Анализ нормативной документации. Метрологическое обеспечение
АИИС КУЭ. Техническое обеспечение АИИС КУЭ. Требования к
оборудованию и каналам связи, основные параметры, принципы выбора.
Принципы построения систем учета электроэнергии.
Конфигурирование системы. Современные типовые решения. Структура и
основные подсистемы АИИС КУЭ.

3.

Создание систем учета электроэнергии. Разработка концепции
измерительной системы. Предпроектное обследование. Обследование
имеющихся измерительных комплексов (средств учета, каналов связи).
Разработка технического задания, экспертиза ТЗ. Техническое задание
на автоматизированную информационно-измерительную систему и на методику
выполнения измерений. Структура ТЗ, основные разделы.
Особенности проектирования систем учета для нового оптового рынка
электроэнергии и мощности (НОРЭМ) и розничного рынка
электроэнергии (РРЭ). Разработка технического проекта и рабочей
документации. Структура проекта, основные разделы.
Внедрение систем учета. Пути реализации спроектированных технических
решений. Организация проведения и современные технологии монтажных и
пуско-наладочных работ. Программы и методики испытаний. Опытная
эксплуатация, ввод в действие.
Обслуживание и техническая эксплуатация. Эксплуатационный персонал.
Организация энергоаудита на базе АИИС КУЭ. Качество
электроэнергии.
Опыт проектирования, внедрения и эксплуатации АИИС КУЭ.
Рассмотрение конкретных примеров работающих систем. Обсуждение сложных
вопросов.

4. Создание АИИС КУЭ

Процедура организации АИИС
состоит из следующих этапов.
Федерального ОРЭ
Разработка концепции АИИС (рекомендуется для
субъектов имеющих сложную распределенную систему
коммерческого учета электроэнергии). Разработка
концепции включает в себя выполнение следующих
задач:
изучение
энергообъекта,
проведение
необходимых
научно-исследовательских
работ,
разработка вариантов построения АИИС.
Предпроектное
обследование
для
получения
информации о состоянии объектов, необходимой для
разработки
технического
задания
и
проектной
документации на создание (модернизацию) АИИС.

5.

Ревизия измерительных комплексов в соответствии с
Постановлением Правительства № 1619 для проверки
соответствия фактического состояния средств учета
электрической энергии и передачи информации требованиям
действующих нормативных документов, соблюдения сроков
периодических поверок и обеспечения защиты от
несанкционированного доступа. Результатом данного этапа
является выдача предписания о необходимости установки
или замены измерительного оборудования и средств связи.
Разработка технического задания (ТЗ) на АИИС. На данном
этапе создается
основной документ, определяющий
требования, предъявляемые к АИИС и порядок ее
проектирования
(модернизации).
Разработка
ТЗ
выполняется на основании технических требований на
создание АИИС НП «АТС» (для ОРЭ). Содержание и
требования к выполнению ТЗ описываются в ГОСТ 34.602-89.

6.

Разработка технического задания на методику выполнения
измерений (МВИ), которое, определяет требования к
выполнению измерений с помощью АИИС. При этом
необходимо
организовать
выполнение
следующих
измерений: времени, по группе ИИК ТИ, а также
проведение косвенных измерений значений величин
потерь электроэнергии в точке (группе точек) поставки с
помощью вычислительного компонента на основе прямых
измерений в точках измерений и вычисление погрешности
расчета величины потерь на основе утвержденной
методики.
Экспертиза технического задания на АИИС в НП «АТС»
(может проводиться на этапе ввода в действие либо
установления соответствия техническим требованиям ОРЭ)
для проведение процедуры нормоконтроля и установления
соответствия
ТЗ
техническим
требованиям
ОРЭ.
Проведение
экспертизы
до
этапа
проектирования
позволяет снизить финансовые риски Заказчика, связанные
с возможными ошибками (упущениями). Для этого
необходимо предоставить в НП «АТС» техническое
задание, проведение экспертизы технического задания в
соответствии с принятыми в данных организациях
процедурами и получить экспертное заключения.

7.

Разработка технорабочего проекта и эксплуатационной
документации в соответствии с техническим заданием на
создание АИИС. Проектная документация (технорабочий
проект) включает в себя Технический проект и Рабочую
документацию и должна соответствовать действующим
нормативно-техническим документам, в том числе ГОСТ
34.201-89, ГОСТ 34.601-90. Комплекса стандартов на
автоматизированные
системы.
Автоматизированные
системы стадии создания», Приложения № 11.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка
«Автоматизированные
информационноизмерительные
системы
коммерческого
учета
электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ.
Технические требования» и РД 50-34.698-90. Допускается
исключение стадии «Эскизный проект» и объединять
стадии «Технический проект» и «Рабочая документация»
в одну стадию «Технорабочий проект».

8.

Экспертиза технорабочего проекта и эксплуатационной
документации (может проводится на этапе ввода в
действие либо установления соответствия техническим
требованиям ОРЭ), которое предусматривает проведение
процедуры определения соответствия технорабочего
проекта техническому заданию на создание АИИС.
Разработка проекта МВИ в соответствии с техническим
заданием на МВИ. На данной стадии создания АИИС
создаются проекты методик выполнения измерений,
которые выполняются в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 8.563 и ГОСТ Р 8.596-2002. Предусматриваются
следующие этапы проведения работ по созданию МВИ:
разработка описания типа средств измерений, разработка
описания методики поверки, разработка программы и
методики испытаний для целей утверждения типа,
проведение
испытаний
и
подготовка
протоколов
испытаний.

9.

Разработка программы и методики испытаний, которыми
будет руководствоваться Комиссия по приемке, Комиссия
по установлению соответствия требованиям ОРЭ.
Подготовке Программы и методик указывается элемент
АИИС, на котором проводится каждое конкретное
испытание (проверка), а также перечень необходимых
документов.
Экспертиза программы и методики испытаний в НП «АТС»
для установления факта соответствия предлагаемой
программы и методики целям проведения испытаний. Для
этого необходимо предоставить программу и методики в
НП «АТС», провести экспертизы на предмет наличия в
программе всех методик в зависимости от статуса
субъекта, документации для проведения испытаний и
подготовки
отчетности,
соответствия
проводимого
испытания элементу АИИС, на котором оно проводится, и
подготовить экспертное заключение на программу и
методику испытаний.

10.

Выполнение
строительно-монтажных
работ
по
техническим
и
технологическим
решениям,
заложенным в технорабочем проекте. На данном
этапе выполняются работы по строительству и
монтажу конструктивных элементов, сооружению
кабельных каналов, монтаж кабельных лотков (в
случае необходимости), монтаж технических средств
и прокладка необходимых кабельных связей. Также
проводится испытание смонтированных технических
средств и сдача системы для пусконаладочных
испытаний. Работы должны проводиться в строгом
соответствии с проектной документации, а все
отступления
от
проектных
решений
должны
согласовываться с организациями, контроль и
приемку данной АИИС.

11.

Проведение пусконаладочных работ, в процессе которых
производится отладка функционирования системы. Для
этого выполняется автономная наладка технических и
программных средств создаваемой АИИС, производится
установка
исходной
информации
базы
данных
необходимой
информацией.
Также
осуществляется
проверка процедур ее ведения, обмена и передачи
данных, комплексная наладка всех элементов системы с
отладкой
их
взаимодействия,
проводятся
предварительные испытания, в результате которых
оформляется акт о приемке АИИС коммерческого учета
электроэнергии в опытную эксплуатацию.

12.

Опытная эксплуатация АИИС проводится для проверки
функциональности
и
работоспособности
системы
и
определения фактических значений количественных и
качественных характеристик АИИС. При этом фиксируются
отказы, сбои, аварийные ситуации, изменения параметров,
изменения
в
документации,
а
также
замечания
эксплуатационного персонала с занесением данной
информации в журнал опытной эксплуатации. выполняется
анализ полученных результатов и, в случае необходимости,
доработка технических средств АИИС и программного
обеспечения. По окончании работ оформляется акт о
завершении опытной эксплуатации.
В соответствии с ГОСТ 8.596 в период опытной эксплуатации
должна быть проведена аттестация в Госстандарте России
или в аккредитованных Госстандартом России организациях
МВИ на ИИК и сертификация АИИС как единичного
экземпляра средства измерения с внесением в Госреестр РФ
средств измерений или по типовому проекту. При этом
должно быть проведено опломбирование средств измерений,
входящих в состав АИИС, с составлением соответствующего
акта. Допускается последовательное проведение испытаний
и сдача АИИС по частям в опытную и постоянную
эксплуатацию в установленной в ТЗ очерёдности ввода АИИС
в действие.

13.

Аттестация МВИ в Госстандарте России (или органе,
выполняющем его функции), внесение аттестованной МВИ
в Федеральный реестр для подтверждения легитимности
данных, используемых при финансовых расчетах на ОРЭ
или РРЭ с предоставлением документов в соответствии с
требованиями Госстандарта, или органа, выполняющего
его функции, с целью аттестации МВИ и аттестация МВИ в
Госстандарте России, а также внесение МВИ в
Федеральный реестр и метрологическая поверка АИИС в
региональном органе Госстандарта России.
Утверждение типа АИИС, как единичного средства
измерений и внесение его в Государственный реестр
средств измерений. На данном этапе производится
внесение АИИС как единичного средства измерений в
Государственный реестр средств измерений с фиксацией
его метрологических характеристик.

14.

Метрологическая поверка АИИС. Приемочные испытания
АИИС, в результате которой осуществляется приемка АИИС
в постоянную эксплуатацию. Для этого необходимо
проведение испытаний на соответствие ТЗ по программе и
методике приемочных испытаний и, после анализа
результатов
испытаний
и
устранения
недостатков,
выявленных при испытаниях, оформляется акт о приемке
АИИС коммерческого учета электроэнергии в постоянную
эксплуатацию. Приёмочные испытания в постоянную
эксплуатацию проводятся в рамках работы приёмочной
комиссии. Комиссия назначается совместным решением
Заказчика, Генподрядчика, НП «АТС», местных органов
Госстандарта и Госэнергонадзора (по согласованию).
Комиссия определяет соответствие АИИС требованиям
технического задания и проектной документации, включая
комплектность и качество эксплуатационной документации.
По результатам работы комиссии оформляется акт о
приёмке АИИС в постоянную эксплуатацию.

15.

Ввод АИИС в постоянную
эксплуатацию оформляется
приказом
единоличного
исполнительного
органа
юридического лица, выступающего в качестве Заказчика,
после устранения замечаний выявленных в процессе работы
комиссии. Копия приказа должна быть направлена в НП «АТС»
или энергоснобжающую организацию (при работе системы на
региональном рынке).
Для АИИС уровня ОРЭ необходимо произвести расчет
коэффициентов класса качества измерительных каналов АИИС
(по предложенным НП «АТС» методике, с последующими
присвоением данной организацией коэффициентов класса
качества измерительным каналам АИИС.
Несогласие субъекта по решению с присвоенными
коэффициентами класса качества ИК АИИС предоставляется
возможность рассмотрения данного вопроса
в рамках
Конфликтной Комиссии, либо Третейского Суда.

16.

При организации АИИС предприятий с распределенными
сетями (предприятия по добыче, транспортировке нефти и
газа) регионального уровня с целью приобретения
электроэнергии у регионального поставщика и передачи ему
функции закупки электроэнергии на федеральном ОРЭ и
оптимизации ее перетоков необходимо опираться на
приведенную выше законодательную базу и технические
условия Регионального поставщика. Для регионального рынка
электроэнергии (РРЭ) возможно упростить процедуру создания
АИИС, объединив этапы создания АИИС в группы (рис. 1).

17.

ОРГАНИЗАЦИЯ АИИС КУЭ
1
2
• Разработка технического задания на АИИС
КУЭ.
• Разработка концепции АИИС КУЭ
• Проведение предпроектного обследования и
ревизии и измерительных комплексов
• Разработка технического задания на МВИ
5
• Выполнение строительно-монтажных работ
• Проведение пусконаладочных работ
6
Опытная эксплуатация АИИС КУЭ
7
• Опытно-промышленная эксплуатация АИИС КУЭ
• промышленная эксплуатация АИИС КУЭ в
соответствии
с
программой
испытаний
регионального поставщика электрической энергии
Разработка технорабочего проекта и
эксплуатационной документации
3
• Экспертиза ТЗ на АИИС КУЭ,
• Экспертиза технорабочего проекта и
эксплуатационной документации
• в органах Госстандарта
4
• Разработка проекта МВИ.
• Экспертиза программы и методики
испытаний в органах Госстандарта.
8
• Утверждение типа АИИС
• Аттестация МВИ в Госстандарте России
• Метрологическая поверка АИИС
Рис.1. Обобщенные этапы создания АИИС КУЭ

18.

При создании АИИС необходимо:
устанавливать измерительные комплексы средств
коммерческого
учета
в
точках
поставки,
необходимых
для
определения
учётных
показателей, используемых в финансовых расчетах
на ОРЭ или РРЭ;
обеспечить возможность контроля достоверности
данных коммерческого учета электроэнергии;
обеспечить автоматизацию коммерческого учета
по обходным выключателям при различных
коммутациях.

19. Структура АИИС КУЭ

АИИС
КУЭ
является
многоуровневой
информационно-вычислительной
системой
с
централизованным управлением и распределенной
функцией выполнения измерений.
Количество уровней и архитектура построения
АИИС КУЭ определяются на стадии разработки
технического задания и зависят от сложности и
количества энергообъектов.

20.

В состав АИИС КУЭ могут входить следующие
компоненты:
измерительный компонент - ИИК точек измерений
электроэнергии и обеспечение единого времени
субъекта ОРЭ или РРЭ;
вычислительный компонент - ИВКЭ субъекта ОРЭ
или РРЭ;
связующий компонент – технические средства
приёма – передачи данных (каналообразующая
аппаратура) и каналы связи;
комплексный компонент, выполняющий функции
связующего и вычислительного компонентов - ИВК
субъекта ОРЭ или РРЭ.

21.

Компоненты АИИС КУЭ
В другие системы
ТУ№3
В другие системы
Транспортный уровень
(ТУ) информации 3
комплексный компонент
связующий
компонент
Транспортный уровень
информации 2
вычислительный компонент
Транспортный уровень
информации 1
измерительный компонент

22. ИИК ТИ АИИС КУЭ

Уровень
измерительно-информационный
комплекса
точек измерения (ИИК ТИ) обеспечивает автоматическое
проведение измерений в точке измерений и
включает
средства измерения электроэнергии (измерительный канал) и
средства сбора, обработки, хранения и передачи информации
(информационный канал):
Измерительный
канал
системы
АИИС
содержит
измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы
напряжения
(ТН),
их
вторичные
цепи,
счетчики
электрической энергии. Измерительный канал АИИС должен
обеспечивать
автоматическое
проведение
измерений
электрической энергии и мощности в заданных точках.
Информационный канал включает в себя каналы связи для
передачи
информации
на
сервер
сбора
данных
энергоснабжающей организации и сервер сбора данных.
Информационный канал должен обеспечивать решение задач
автоматического сбора, диагностики и автоматизированной
обработки информации по учету электроэнергии в точках
измерения АИИС КУЭ и обеспечивать доступ к этой
информации.

23.

ИИК обеспечивает выполнение следующих функций:
автоматическое выполнение измерений величин активной и
реактивной электроэнергии и других показателей коммерческого
учета;
автоматическое выполнение измерений времени;
автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий»,
сопровождающих процессы измерения;
хранение результатов измерений, информации о состоянии
средств измерений в специализированной базе данных;
предоставление доступа к измеренным значениям параметров и
«Журналам событий» со стороны ИВКЭ или ИВК;
конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
диагностику работы технических средств;
автоматизированный учет потерь электроэнергии от точки
измерений до точки учета энергии при
наличии
технической
возможности и соответствующей МВИ.

24. ИВКЭ АИИС КУЭ

Уровень информационно-вычислительного комплекса
электроустановки (ИВКЭ) представляет совокупность
функционально объединенных программных,
вычислительных и других технических средств для
решения следующих задач: задач сбора и обработки
информации о состоянии средств и объектов
измерений, а также обеспечения интерфейсов доступа
к этой информации с других уровней АИИС КУЭ.
В состав ИВКЭ входит следующее оборудование:
специализированный промконтроллер,
обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК и ИВК;
технические средства приёма-передачи данных
(каналообразующей аппаратуры)

25.

ИВКЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
автоматический сбор информации по учету
электроэнергии от ИИК;
автоматический сбор и обработку информации о
состоянии средств измерений (обязательно при
модернизации АИИС КУЭ и новом строительстве
энергообъектов);
автоматический сбор и обработку информации о
состоянии
объектов
измерений,
а
также
обеспечивает интерфейсы доступа к этой
информации
(обязательно
при
новом
строительстве энергообъектов).
Дополнительно на ИВКЭ может быть возложена
функция расчета потерь электроэнергии от точки
измерений до точки учета.

26. ИВК АИИС КУЭ

Уровень
информационно-вычислительного
комплекса
(ИВК)
представляет
совокупность
функционально
объединенных
программных, вычислительных и других технических средств для
решения задач сбора, обработки и хранения информации по учету
электроэнергии в точках измерения, автоматической диагностики
средств и объектов измерений, контроля достоверности результатов
измерений, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой
информации.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
автоматическую диагностику состояния средств измерений
(обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве
энергообъектов);
автоматическую диагностику состояния объектов измерений
(обязательно при новом строительстве энергообъектов);
контроль достоверности результатов измерений;
доступ ИАСУ КУ к информации.
ИВК может обеспечивать замещение результатов измерений.

27.

В состав ИВКЭ входит следующее оборудование:
технические средства приёма-передачи данных
(каналообразующая аппаратура);
специализированный промышленный контроллер (по
необходимости) для обеспечения информационного
взаимодействия между уровнями ИВК и ИВКЭ или, в
случае отсутствия уровня ИВКЭ, между ИВК и ИИК;
компьютер в серверном исполнении для обеспечения
функции сбора и хранения результатов измерений
(рекомендуется устанавливать в специализированных
шкафах для обеспечения механической защиты с
возможностью пломбирования);
технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации.

28. Система обеспечения единого времени

Система обеспечения единого времени (СОЕВ)
должна формироваться на всех уровнях иерархии
АИИС. СОЕВ выполняет функцию измерений времени
и
имеет
нормированные
метрологические
характеристики,
она
должна
обеспечивать
синхронизацию времени в АИИС.
Для
обеспечения единства измерений на ОРЭ
используется единое календарное время.
В
СОЕВ входят все средства измерений времени
(таймеры счетчиков, ИВКЭ и др.), и учитываются
временные характеристики (задержки) линий связи
между
ними,
которые
используются
при
синхронизации времени.

29. Каналы передачи данных АИИС КУЭ

В другие системы
В другие системы
Межсистемные
комплексный компонент
ИВК
вычислительный компонент
Внутрисистемные
ИВКЭ №1
ИВКЭ №n
измерительный компонент
ИИК ТИ №1
ИИК ТИ №n

30.

Развитая,
высокопроизводительная
коммуникационная
система, является неотъемлемой частью АИИС КУЭ, (в
частности при территориальной рассредоточенности ИИК ТИ,
объединяющая измерительные устройства, программируемые
контроллеры, серверы, рабочие станции и персональные
компьютеры.
Основой таких коммуникационных систем служат локальные
вычислительные
сети
(ЛВС)
и
промышленные
внутрепроизводственные
сети,
которые
могут
быть
реализованы как:
• Электрические
• Оптические
• Беспроводные
• Комбинация электрических/оптических/беспроводных
• Электрические искробезопасные

31.

В состав коммуникационной системы, в соответствии с
уровнями иерархии, входят:
• коммуникационная сеть, состоящая из среды передачи, средств
для подключения к сети и передачи данных, а также
соответствующие технологии передачи;
• протоколы и службы, используемые для передачи данных
между перечисленными выше устройствами;
• модули, предназначенные для подключения программируемого
контроллера или компьютера к ЛВС.
Для передачи данных на описанных уровнях иерархии и
организации межуровневого информационного обмена могут
применяться
почти
все
существующие
организации
информационных потоков, но для каждого из уровней
существует свой набор характерных средств. Также выбор
технических средств для организации информационных каналов
зависит от особенностей существующей инфраструктуры
коммуникаций и осуществляется на основании требований к
каналам связи каждого из транспортных уровней информации.

32. Структура АИИС КУЭ малого энергообэекта

АИИС КУЭ малого энергообъекта имеет, как
правило два уровня:
первый уровень включает в себя измерительно-
инфромационный комплекс ИИК и выполняет
функцию проведения измерений;
второй уровень включает в себя информационновычислительный комплекс ИВК и выполняет
функцию консолидации информации по всей
системе в целом.

33.

Структура АИИС КУЭ
малого энергообэекта

34. Структура АИИС КУЭ среднего энергообэекта

АИИС КУЭ среднего энергообъекта имеет, как
правило три уровня:
первый
уровень включает в себя ИИК;
второй уровень включает в себя ИВКЭ и
выполняет функцию консолидации информации по
электроустановке или группе электроустановок;
третий уровень включает в себя ИВК и выполняет
функцию консолидации информации по всей
системе в целом;

35.

Структура АИИС КУЭ среднего энергообэекта

36. Структура АИИС КУЭ крупного энергообэекта и группы энергообъектов

АИИС КУЭ малого энергообъекта имеет, как
правило три и более уровней:
первый уровень включает в себя ИИК;
второй уровень включает в себя i-й ИВКЭ и
выполняет функцию консолидации информации по
данной электроустановке либо группе
электроустановок;
третий уровень включает в себя ИВКЭ более
высокого уровня и выполняет функцию
консолидации информации по каскаду УСПД;
четвертый уровень ИВК включает в себя
информационно-вычислительный комплекс.

37.

ИВКЭ уровня III
(УСПД)
Структура АИИС КУЭ крупного энергообэекта и группы энергообъектов

38.

АИИС КУЭ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ
Обеспечение автоматизированного
учета электроэнергии в структурных
подразделениях энергосистем для
коммерческих расчетов между
участниками рынка.
Определение технических и
коммерческих потерь.
Определение управление режимами
энергопотребления по данным АИИС.
Оснащение точек учета в центрах
электроснабжения
многофункциональными счетчиками с
цифровым интерфейсом.
Сбор данных с группы счетчиков
одного объекта и передача их на
другие уровни системы.
Построение многоуровневых
территориально распределенных
систем.

39.

Для выполнения поставленных целей, на подстанциях РСК должен
обеспечиваться достоверный учет активной и реактивной составляющих
электроэнергии:
•потребленной на собственные нужды подстанций РСК;
•потребленной на хозяйственные нужды РСК;
•переданной электроэнергии конечным потребителям по линиям,
присоединенным к РУ подстанций РСК;
•переданной электроэнергии конечным потребителям и смежным
субъектам розничного рынка электроэнергии, присоединенным к линиям
электропередач РСК;
•переданной электроэнергии в смежные сетевые организации по линиям,
присоединенным к РУ подстанций РСК.
Кроме того, с целью балансирования участков распределительной сети,
эффективного управления режимами работы сети и оптимизации
производственных и финансовых затрат РСК необходимо обеспечить
достоверный учет электроэнергии:
•отпущенной/принятой электроэнергии в распределительную сеть
смежного структурного подразделения РСК;
•трансформированной электроэнергии с одного уровня напряжения на
другой;
•отпущенной электроэнергии в распределительную сеть 10, 0,4 кВ (для
балансирования участков распределительной сети).

40.

При организации информационно-измерительных комплексов (ИИК) на
присоединениях коммерческого учета ЭЭ устанавливаются многотарифные
счетчики, имеющие класс точности 0,2S (0,5S) и обеспечивающие
коммерческий учет активной и реактивной электроэнергии в одном или в
двух направлениях. Счетчики объединяются в единый комплекс с УСПД КТС
«Энергомера» по локальной промышленной шине RS-485.
Информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ) в составе УСПД и оборудования связи, обеспечивает информационный
обмен между всеми компонентами системы, сбор и хранение данных
коммерческого учета и диагностической информации.
Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает
автоматизированный сбор и хранение результатов измерений в
специализированной базе данных, автоматическую диагностику средств
измерений, контроль достоверности результатов измерений. Для передачи
информации уровня ИВКЭ используются каналы связи стандарта GSM, а
также при помощи модема с использованием телефонной линии общего
пользования.

41. Система АИИСКУЭ ТП 6-10/0,4кВ с функцией ТС и ТУ. Передача данных в ЦОИ по GSM

42.

АИИС КУЭ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Автоматизация учета электроэнергии
для организации точных и
достоверных расчетов по нескольким
тарифам.
Контроль потребления электроэнергии
подразделениями предприятия.
Оптимальное соотношение «ценафункциональность».
Установка счетчиков с цифровым
интерфейсом для организации
коммерческих расчетов и счетчиков с
телеметрическим выходом для
организации технического учета
внутри предприятия.
Возможность подклчения датчиков
телесигнализации.
Сбор данных со счетчиков на УСПД и
передача в центр обработки
информации по кабельной линии связи
на расстояние до 1 километра.

43.

АИИС КУЭ КОММУНАЛЬНОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ
Точный и достоверный учет
отпущенной электроэнергии по сети
0,4 кВ.
Организация общедомового учета
электроэнергии.
Контроль баланса полученой и
отпущенной электроэнергии.
Оснащение точек учета трехфазными
счетчиками с радио- или PLCмодемами.
Сбор данных на УСПД, установленное
в ТП 6-10/0,4 кВ.
Подключение к УСПД счетчиков с
телеметрическим выходом,
установленных на отходящих фидерах
0,4 кВ.
Возможность подключения датчиков
телесигнализации.
Передача информации в центры сбора
по каналам сотовой связи.

44.

Общедомовой учет электроэнергии
Разделение бизнеса в энергетике на транспорт и сбыт
электроэнергии выявило ряд проблем. Основная из них,
несоответствие между отпущенной и оплаченной
электроэнергией для бытового потребителя в
многоквартирных домах.
Реформа коммунального хозяйства и появление ТСЖ
обострило ситуацию. Фактически на границе раздела
балансовой принадлежности отсутствуют приборы учета
электроэнергии и формирование полезного отпуска
энергетическими компаниями ведется на основании
недостоверных данных
Как показали примеры реализации проектов подомового
учета, потери энергосбытовых компаний на лифты и
освещение подъездов составляют от 7% до 40%.
-установку счетчиков на вводах многоквартирных домов.
-возможности удаленного считывания данных.
- появление тысяч, десятков тысяч, новых точек учета
требует своевременного сбора данных необходимых для
формирования полезного отпуска электроэнергии.

45.

АИИС КУЭ БЫТОВОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ В КРУПНЫХ ЖИЛЫХ
МАССИВАХ
Автоматизация учета электроэнергии
для организации точных и
достоверных расчетов по нескольким
тарифам.
Контроль потребления электроэнергии
подразделениями предприятия.
Оптимальное соотношение «ценафункциональность».
Установка счетчиков с цифровым
интерфейсом для организации
коммерческих расчетов и счетчиков с
телеметрическим выходом для
организации технического учета
внутри предприятия.
Возможность подклчения датчиков
телесигнализации.
Сбор данных со счетчиков на УСПД и
передача в центр обработки
информации по кабельной линии связи
на расстояние до 1 километра.

46.

АИИС КУЭ БЫТОВОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ В КРУПНЫХ ЖИЛЫХ
МАССИВАХ
Замена технологии самосъема
показаний потребителем на
удаленный сбор данных
персоналом сбытовых компаний.
Оперативный доступ к данным
счетчика.
Организация многотарифного
учета электроэнергии.
Оснащение точек учета
однофазными или трехфазными
счетчиками с радиомодемами.
Сбор данных контролером
энергосбыта на карманный ПК или
ноутбук с использованием
малогабаритного радиомодема.
Перенос собранных данных в
центр обработки информации.

47. Варианты организации АИИСКУЭ с общедомовым учетом, сбор данных по GPRS

48. Организация АИИСКУЭ с обще домовым учетом, сбор данных со счетчиков по радиоканалу или сети 0,4кВ

49. Основные проблемы в зоне продаж. Многоквартирные дома и частный сектор

Главная проблема - хищения электроэнергии.
Основные способы:
манипуляции при подключении счетчика – шунтирование или
обход измерительного элемента;
воздействие на счетчик для увеличения отрицательной
погрешности;
сматывание отчетного устройства;
дополнительный неучтенный ввод;
неучтенные подключения к присоединениям мест общего
пользования;
«доработка» счетчика для уменьшения показаний или
дистанционного управления для остановки отсчетного
устройства;
воровство и умышленный вывод из строя счетчиков.

50. АИИСКУЭ многоквартирного дома со сбором данных по RS485

51. АИИСКУЭ многоквартирного дома со сбором данных по сети 0,4кВ

52.

53.

Состав точки учета:
Счетчик электроэнергии
•Коммуникационный модуль GSM/GPRS или PLC
встроенным контроллером и интегрированными
двумя сим картами
•Блок питания БП12
•Антенна
•Щиток из ударопрочного пластика или металла
Узлы сбора:
•УСПД;
•GSM модуль

54.

Схема построения маршрута до шлюза на
примере одного из домов проекта.
Жилой дом (715 квартир)
шлюз ретранслятор
счетчик
• Автоматическая конфигурация и построение сети
сразу после установки оборудования.
54

55. Комплексный учет энергоресурсов с применением технологии ZBee. Общедомовой учет.

GPRS/M2M
ЦОИ КТС
«ЭНЕРГОМЕРА»
RS-232, RS-485
ТЕРМИНАЛ СВЯЗИ
СЕ824СМ
СЧЕТЧИК
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Mодуль
MESH
Счётчи
к газа
Теплосчётчи
к
Счётчи
к ХВ
Счётчи
к ГВ

56. Комплексный учет энергоресурсов с применением технологии ZBee. Общедомовой учет.

MESH
GPRS/M2M TPP
RS232, RS485
СЕ824СМ
ЦОИ КТС
«ЭНЕРГОМЕРА»
СЧЕТЧИК
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
MESH
CE102
CE102
MESH
MESH
MESH
CE102
MESH
Х
В
СГ
ТС
Х
В
ГВ
ГВ
CE102
CE102

57. АСКУЭ частных домовладений со сбором данных по ВЛ 0,4кВ

58. АСКУЭ частных домовладений со сбором данных по радиоканалу

59.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИИК
ИИК обеспечивает:
•автоматическое выполнение измерений величин активной
и реактивной электроэнергии и других показателей
коммерческого
учета
(измерение
реактивной
электроэнергии обязательно при новом строительстве
энергообъектов);
•автоматическое
выполнение
измерений
времени
(обязательно при новом строительстве энергообъектов);
•автоматическую регистрацию событий в «Журнале
событий»,
сопровождающих
процессы
измерения
(обязательно при новом строительстве энергообъектов);

60.

•хранение результатов измерений, информации о состоянии
средств измерений в специализированной базе данных
(обязательно при новом строительстве энергообъектов);
•безопасность хранения информации и программного
обеспечения (далее - ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0
и ГОСТ Р 51275;
•предоставление доступа к измеренным значениям
параметров и «Журналам событий» со стороны ИВКЭ или
ИВК;
•конфигурирование
и
параметрирование
технических
средств и ПО;
•диагностику работы технических средств (обязательно при
новом строительстве энергообъектов);
при
наличии
технической
возможности
и
соответствующей МВИ, автоматизированный учет потерь
электроэнергии от точки измерений до точки учета энергии.

61.

Классы точности, не ниже, для:
Объект измерений
СИ
СИ
Трансактивной реактивной форматор
энергии
энергии
тока
Трансформатор
напряжения
Объекты производителей электрической энергии
Генераторы мощностью 50 МВт и более
0,2S*
0,5 (1,0)*
0,2S
0,2
Трансформаторы мощностью 63 МВт и более
0,2S*
0,5 (1,0)*
0,2S
0,2
Другие генераторы и трансформаторы
0,5S*
1,0*
0,5S
0,5
Другие объекты учета
1,0*
2,0*
1,0
1,0
По границе балансового раздела сетевой организации с объектами смежных сетевых
предприятий
По объектам 220 кВ и выше
0,2S*
0,5 (1,0)*
0,2S
0,2
По объектам 110 кВ
0,5S*
0,5 (1,0)*
0,5S
0,2
По объектам 35
0,5*
1,0*
0,5
0,5
По объектам 6 – 10 кВ
0,5*
1,0*
0,5
0,5
По объектам 0,4 кВ
1,0*
2,0*
0,5**
-

62.

Классы точности, не ниже, для:
Объект измерений
СИ
активной
энергии
СИ
реакти
вной
энерги
и
Трансформа
тор
тока
Трансформа
тор
напря
жения
0,2S*
0,5
(1,0)*
0,2S
0,2
0,5S*
1,0*
0,5S
0,5
0,5S
0,5
0,5
0,5**
0,5**
0,5
1,0**
Объекты потребителей электрической энергии
Потребители мощностью 100 МВт и более
Потребители мощностью 750 кВ·А и более
(до 100 МВт)
Потребители мощностью менее 750 кВ А
при присоединении:
к сетям 110 кВ и выше
к сетям 6 – 35 кВ
к сетям 0,4 кВ
Потребители – граждане и приравненные к ним
0,5S*
0,5*
1,0
2,0
0,5
(1,0)*
1,0*
–
–
* Прибор учета с функцией фиксации и хранения почасовых объемов электрической энергии (в
том числе профилей мощности).
** Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются в случаях, когда
невозможна установка прибора учета прямого включения.

63. ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

Классы
точности измерительных трансформаторов
тока и напряжения должны быть не хуже 1,0.
При новом строительстве энергообъектов
применяются
трансформаторы
тока,
соответствующие требованиям ГОСТ 7746, и
трансформаторы напряжения, соответствующие
требованиям ГОСТ 1983.
При новом строительстве энергообъектов
необходимо
устанавливать
измерительные
трансформаторы тока и напряжения со следующими
характеристиками:

64.

Классы точности измерительных трансформаторов тока:
для воздушных и кабельных линий с номинальным
напряжением 220 кВ и выше – не хуже 0,2S;
для генераторов с установленной мощностью 100МВт и
более – не хуже 0,2S;
для присоединений с установленной мощностью 100МВт
и более – не хуже 0,2S;
остальные присоединения - не хуже 0,5S.
Классы
точности
измерительных
трансформаторов
напряжения:
для воздушных и кабельных линий с номинальным
напряжением 220кВ и выше – не хуже 0,2;
для генераторов с установленной мощностью 100МВт и
более – не хуже 0,2;
для присоединений с установленной мощностью 100МВт
и более – не хуже 0,2;
остальные присоединения – не хуже 0,5.

65.

В случае использования трансформатора напряжения
только в целях коммерческого учета необходимо
обеспечить контроль целостности вторичных цепей
трансформатора напряжения (Требование данного
пункта
не
обязательно
при
применении
электросчётчиков реализующих функцию контроля
наличия напряжения с фиксацией в «Журнале
событий»).
Для измерений в электрических сетях с заземленной
нейтралью
измерительные
трансформаторы
тока
необходимо устанавливать в трех фазах, к которым
следует
подключать
трехфазные
трехэлементные
счетчики (обязательно при новом строительстве
энергообъектов).

66.

Не
допускается
применение
промежуточных
трансформаторов тока.
Во всех эксплуатационных режимах необходимо
не
допускать
перегрузку
измерительных
трансформаторов.
Измерительные
трансформаторы
должны
соответствовать ПУЭ по классу напряжения,
электродинамической и термической стойкости,
климатическому исполнению.
При новом строительстве энергообъектов выводы
измерительных трансформаторов, используемых в
измерительных цепях коммерческого учета должны
быть защищены от несанкционированного доступа.

67.

Требования к вторичным цепям
Потери напряжения в цепи «трансформатор
напряжения – электросчетчик» не должны превышать
0,25%
номинального
вторичного
напряжения
трансформатора напряжения.
При
новом
строительстве
энергообъектов
электросчетчик
должен
быть
подключен
к
трансформатору напряжения отдельным кабелем,
защищенным от короткого замыкания, при этом
подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть
проведено
через
испытательную
коробку
(специализированный клеммник), расположенную около
счетчика.
Допускается
применение
единой
электрической цепи для подключения электросчетчиков
к одному трансформатору напряжения, при условии
обеспечения
защиты
всей
цепи
от
несанкционированного доступа.

68.

В измерительных цепях ИИК точек измерений
должна предусматриваться возможность замены
электросчётчика и подключения образцового
счетчика без отключения присоединения (установка
испытательных коробок, блоков и т.п.).
При новом строительстве энергообъектов
вторичные измерительные цепи должны быть
защищены от несанкционированного доступа.

69.

ТРЕБОВАНИЯ К СЧЕТЧИКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
При новом строительстве энергообъектов технические
параметры и метрологические характеристики коммерческих
счётчиков должны соответствовать требованиям ГОСТ 30206
«Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного
тока» (для реактивной энергии - по ГОСТ 26035). Счетчики должны
обеспечивать реверсивный учёт для ИИК, где возможны перетоки
электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны проводить
учет активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной
мощности).
Счетчики должны соответствовать следующим основным
требованиям:
•класс точности - не хуже 0,5S (обязательно при новом
строительстве энергообъектов);
•обеспечивать возможность подключения резервного источника
питания и автоматического переключения на источник резервного
питания при исчезновении основного (резервного) питания
(обязательно при новом строительстве энергообъектов);

70.

•наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля
нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35
суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с
нарастающим итогом за прошедший месяц, а также
запрограммированных параметров;
•обеспечивать подключение по одному или нескольким
цифровым интерфейсам компонентов АИИС, в том числе для
автономного
считывания,
удалённого
доступа
и
параметрирования (обязательно при новом строительстве
энергообъектов и/или модернизации АИИС);
•наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение
даты и времени (точность хода не хуже 5.0 секунды в сутки с
внешней
автоматической
коррекцией
(синхронизацией),
работающей в составе СОЕВ) (обязательно
при новом
строительстве и/или модернизации АИИС);
•наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты
наступления событий (обязательно при новом строительстве
энергообъектов).

71. Основные требования к счетчику в зоне покупки электроэнергии

интеграция в 2 системы учета (поставщика и покупателя).
Измерение активной и реактивной энергии с классом точности
0,5S.
Контроль основных параметров сети (I, U, f, cosF).
Ведение нескольких профилей нагрузок с различным
интервалом измерения;
Измерение параметров сети для обеспечения контроля качества
электроэнергии в соответствии с требованиями стандартов.
Компенсация дополнительных погрешностей от цепей
измерительных трансформаторов в соответствии с
утвержденной методикой измерения.
Компенсация дополнительных погрешностей самих
измерительных трансформаторов в соответствии с
утвержденной методикой измерения
Контроль качества электроэнергии в соответствии с
требованиями стандарта.

72. Основные требования к приборам и системам учета в распределительной сети 6-10кВ

Измерение активной и реактивной энергии с классом точности
0,5S.
интеграция в систему учета (по ТМ-каналу или цифровому
интерфейсу).
Контроль основных параметров сети (I, U).
Ведение профиля нагрузок с часовым (30минутным) интервалом
измерения;
Управление коммутационным аппаратом по команде диспетчера
или по встроенному алгоритму счетчика.
Контроль положения коммутационной аппаратуры.
Аварийная и охранная сигнализация.
Передача данных на диспетчерские пункты как по запросу
Центра обработки информации, так по инициативе системы на
РП при возникновении событий.

73. Требования к трехфазным счетчикам для организации обще домового учета

Измерение активной энергии с классом
точности 0.5 или 1.0
Измерение активной и реактивной энергии с
классом точности 0.5 или 1.0 в домах с
двигательной нагрузкой ( лифтами, насосами
для подкачки воды)
Ведение часовых профилей нагрузок.
Много тарифный учет
Передача данных по радиоканалу или сети
0,4 кВ.

74. Основные требования к однофазным счетчикам

Защита от хищений:
ЖКИ или защищенное МОУ.
шунт в качестве измерителя
Два измерительных элемента (в фазе и нуле).
электронная пломба.
Хранение показаний на конец суток и месяца;
Ведение профиля нагрузок
Экономические параметры:
малый порог чувствительности;
малое собственное потребление;
температурный диапазон (особенно для частного сектора).
Интеграция в АСКУЭ;
удаленный доступ по различным каналам связи
много тарифный учет;
управление электропотреблением, отключение и ограничения.

75.

Функция управления нагрузкой
1. Встроенное реле управления
нагрузкой 100А в счетчики на токи 60А.
2. Режим ограничения
потребителя - возможность
отключения части нагрузки,

76.

Применяемые интерфейсы счетчиков
Оптический порт, ИК- порт, RS-232, RS485.
.
Радио модули 2,4 ГГц
Предназначен для создания беспроводных
ячеистых сетей с использованием стандартов
Bluetooth, ZBee.
СЕ831М радио модуль 433МГц
Создание радиосети сбора данных и изменения
параметров счетчиков с возможностью
многоуровневой ретрансляции.
СЕ821 модуль PLC
Создание системы сбора данных и изменения
параметров счетчиков по низковольтным
электрическим сетям (сети 0,4 кВ).

77.

Организация выносного учета
ЩКВН1
Щиток вводной однофазный, предназначен для
ввода в квартиру (частное домовладение и др.)
питающей линии и учета электрической энергии,
защиты при перегрузках, коротких замыканиях и
недопустимых токах утечки на землю.
3ЩКВН2
Щиток вводной трехфазный, предназначен для
ввода в квартиру (частное домовладение и др.)
питающей линии и учета электрической энергии
напряжением 220В.
ЩКВН3
Щиток вводной однофазный, предназначен для
ввода в квартиру (частное домовладение и др.)
питающей линии и учета электрической энергии
напряжением 220В, возможность установки
антенны.

78. Требования к внутрисистемным каналам связи

• Требования к каналам связи между ИИК и ИВКЭ
При организации каналов связи между ИИК и ИВКЭ
рекомендуется обеспечить:
взаимодействие
через промышленную локальную сеть или ее
фрагмент специально выделенный для целей коммерческого учета;
скорость передачи не менее 9600 бит/с и коэффициент готовности не
хуже 0,95.
В случае отсутствия уровня ИВКЭ при организации каналов связи
между ИИК и ИВК рекомендуется обеспечить резервирование канала
связи, если источник синхронизации времени находится на ИВК;
скорость передачи не менее 9600 бит/с и коэффициентом готовности
не хуже 0,95.
В качестве каналов связи могут быть использованы:
2-х и 4-х проводные витые кабели;
ВОЛС
коммутируемая и некоммутируемые телефонные линии;
GSM-сеть;
радио-каналы;
волоконно-оптические линии связи;
другие средства передачи.

79.

• Требования к каналам связи между ИВКЭ и ИВК
На данном транспортном уровне информации
необходимость резервирования каналов связи между
ИВК и ИВКЭ определяется при расчете надежности
функционирования АИИС.
Рекомендуется использовать каналы связи со
скоростью передачи не менее 9600 бит/с
и
коэффициент готовности не хуже 0,95.
В качестве каналов связи могут быть использованы:
на территории технического комплекса:
• сеть Ethernet
• 2-х и 4-х проводные витые кабели;
• ВОЛС
телефонная сеть общего пользования;
GSM-сеть связи;
другие линии и сети связи удовлетворяющие настоящим
требованиям по надёжности и скорости передачи данных.

80. Требования к межсистемным каналам связи

При организации каналов связи между ИВК и ИАСУ КУ должно
учитываться, что передача результатов измерений, данных о состоянии
объектов и средств измерений возможна как в режимах автоматической
передачи данных, так и в режиме выполнения запроса «по требованию».
При организации каналов связи рекомендуется обеспечивать их
резервирование. Основной и резервный каналы связи должны быть
разделены как на физическом, так и на логическом уровнях.
В качестве основного канала рекомендуется использовать выделенный
канал связи до сети провайдера Интернет, обеспечивающий скорость
передачи не менее 28800 бит/с и имеющий коэффициент готовности не
хуже 0,95.
В качестве резервного канала связи могут быть использованы:
телефонная сеть общего пользования;
GSM-сеть связи;
ведомственная сеть связи;
другие линии и сети связи удовлетворяющие настоящим
требованиям по надёжности и скорости передачи данных.
Резервный канал связи рекомендуется организовывать со
скорость передачи не менее 9600 бит/с с коэффициентом
готовности не хуже 0,95.

81.

Коммуникационное оборудование должно обеспечить:
настройку
средств
связи
на
конкретные
условия
эксплуатации;
сопряжение технических средств в системе АИИС КУЭ;
обеспечение информационного взаимодействия АИИС КУЭ с
внешними информационными системами в соответствии с
требованиями настоящего стандарта;
использование резервных каналов и устройств связи;
контроль функционирования каналов связи;
сбор
статистики работы средств связи (при наличии
технической возможности).
Коммуникационное оборудование, используемое для
выхода в сеть связи общего пользования Российской
Федерации, должно быть сертифицировано Министерством
Связи Российской Федерации в соответствии с Федеральным
законом “О связи”.

82. Основные функции, выполняемые ПО, работающим в АИИС КУЭ

Отображение и поддержание в компьютере или в УСПД образа
структуры объекта энергетики, на котором производятся
измерения
Пополнение базы данных и сохранение ее структуры и
содержания от несанкционированных изменений на глубину не
менее 3 лет
Осуществление связи со счетчиками или УСПД по цифровым
интерфейсам не реже 1 раза в сутки
Ведение календарного времени и синхронизация всех
измерительных компонентов с погрешностью не более ± 5
секунд
Осуществление косвенных измерений энергии и мощности по
полученным данным от счетчиков и хранящимся в базе данных
коэффициентам трансформации ТТ и ТН с погрешностью не
более ± 2 единицы младшего разряда
Отображение и выдачи на печать измеренных значений в
единицах СИ или допускаемых к применению с указанием даты,
времени, направлении, вида энергии и наименовании объекта
82
Ведения журнала событий

83. Основные ошибки при разработки и конфигурировании ПО

Неправильное отображение единиц физических величин и их
производных
Неправильные алгоритмы косвенных измерений энергии и мощности
Неправильное округление измеренных и выводимых на печать
величин, часто отбрасывается часть младших разрядов
Неправильное отображение энергии, измеренной счетчиком
нарастающим итогом
Отсутствие единой системы обеспечения синхронизации времени, в
особенности при наличии локальной сети, где время не синхронное
Отсутствие запретов на корректировку времени в течение одного
получаса более чем на 30 секунд, что приводит к изменению
показаний по средней 30-и минутной мощности более чем на 2 %
Отсутствие в базе данных начальных и конечных показаний
счетчиков при их замене, а также их наименований, зав. №, классов
точности, межповерочных интервалов, причины замены
«Зависание» и сбои ПО при длительной работе (более месяца
непрерывной работы)
Ошибки при конфигурировании счетчиков, алгоритмов их опроса и
синхронизации, а также ошибки при конфигурировании УСПД и
83
компьютеров

84. Способы идентификации ПО

Контрольный экземпляр
Проверка наличия номинального значения,
идентифицирующего ПО (номер версии,
контрольная сумма, функция хэширования и др.)
При низкой и средней жесткости испытаний методы
и средства идентификации ПО проверяются на
основе документации и выполнения
функциональных испытаний (тестирования) ПО,
например выборочное тестирование тех функций и
частей ПО, относительно которых имеются
указанные сомнения.
Все части ПО, подлежащие метрологическому
контролю (аттестации) должны быть охвачены
алгоритмом идентификации
84

85. При аттестации ПО необходимо проверить

численные характеристики погрешности
защищенность ПО и данных
соответствие алгоритмов работы ПО
заявленным измерительным функциям
способ проверки соответствия утвержденному
типу (идентификация)
другие характеристики, согласованные между
исполнителем аттестации и разработчиком
ПО
85

86. Порядок проведения аттестации программного обеспечения включает

подачу заявки на аттестацию;
принятие решения по заявке на аттестацию с учетом
аппаратных, программных и кадровых возможностей
для проведения такого рода работы, в том числе
назначение экспертов (эксперта) на проведение
работы по аттестации;
оформление договора на проведение работ по
аттестации;
проведение исследования (тестирования) ПО СИ по
согласованной с разработчиком аттестации
методике;
выдача свидетельства об аттестации;
занесение юридического или физического лица и
аттестованного ПО в Реестр аттестованного ПО СИ,
который ведется ФГУП «ВНИИМС».
86