Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО Фирма "Актис" (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счётчики типа СЭТ-4ТМ.03М.01 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО) "АльфаЦЕНТР".
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством интерфейса RS-485 (двухпроводная физическая линия) поступает на 2-й уровень системы (сервер), где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер передает данные в другие заинтересованные организации. Передача коммерческой и технологической информации АИИС КУЭ осуществляется по электронной почте в виде документа в формате XML, подлинность которого подтверждается электронной цифровой подписью, что исключает искажение информации. Передача данных может быть осуществлена по резервному каналу с помощью GSM-GPRS терминала.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, таймеры счетчиков, сервера. Коррекция времени осуществляется последовательно, начиная с верхнего уровня. Синхронизация времени системы реализована на основе УСВ-2, подключенного к серверу и принимающего сигналы о точном календарном времени.
УСВ-2 один раз в час сличает свое время со временем сервера и осуществляет коррекцию времени сервера при достижении допустимого значения рассогласования, равного ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем сервера ± 2 с, но не чаще чем 1 раз в сутки
Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО Фирма "Актис" используется ИВК "АльфаЦЕНТР", а именно ПО "АльфаЦЕНТР", Госреестр № 44595-10. ПО "АльфаЦЕНТР" имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК "АльфаЦЕНТР" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты программного обеспечения используемого в АИИС КУЭ ОАО Фирма "Актис" от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО "АльфаЦЕНТР" | Драйвер чтения данных из файла ameta.exe | 3.25.0 | 35b3e2dc5087e2e 4d3c4486f8a3c20 e4 | MD5 |
Драйвер чтения данных из файла ametc.exe | 3.25.0 | c8aad3ec27367bf 8072d757e0a3c00 9b |
драйвер опроса счетчиков и УСПД ekl a.exe | 3.27.3 | 764bbe1ed87851a 0154dba8844f3bb 6b |
драйвер опроса счетчиков и УСПД ekl c a.exe | 3.27.3 | b3bf6e3e5100c06 8b9647d2f9bfde8 dd |
драйвер опроса счетчиков и УСПД sicon a.exe | 3.27.3 | 764bbe1ed87851a 0154dba8844f3bb 6b |
драйвер опроса счетчиков и УСПД sicon c a.exe | 3.27.3 | b3bf6e3e5100c06 8b9647d2f9bfde8 dd |
Биллинговый сервер Billsrv.exe | 3.27.0 | 7ddbaab9ee48b3b 93bb8dc5b390e7 3cf |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe | 3.27.3 | 582b756b2098a6 dabbe52eae57e3e 239 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | b3bf6e3e5100c06 8b9647d2f9bfde8 dd |
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 764bbe1ed87851a 0154dba8844f3bb 6b |
драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 7dfc3b73d1d1f20 9cc4727c965a92f 3b |
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО "АльфаЦЕНТР" | Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 encryptdll.dll | 3.27.3 | 0939ce05295fbcb bba400eeae8d057 2c | MD5 |
библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e3444 4170eee9317d635 cd |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов
Номер и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | ГТП-3 110/6/6 3с. яч.№27 КЛ 6кВ | ТОЛ-10-1-2У2 1500/5 КТ 0,5 ф.А №63349 ф.С №63403 | ЗНОЛП-ЭК-10 6000/^3:100/^3 КТ 0,5 ф.А №388 ф.В №389 ф.С №387 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 №0803111956 - | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,3 ± 5,7 |
2 | ГТП-3 110/6/6 4с. яч.№14 КЛ 6 кВ | ТОЛ-10-1-2У2 1500/5 КТ 0,5 ф.А №63355 ф.С №63354 | ЗНОЛП-ЭК-10 6000/^3:100/^3 КТ 0,5 ф.А №386 ф.В №390 ф.С №391 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 №0803111385 |
3 | ГТП 110/35/6 I сш яч.№5 КЛ 6 кВ | ТОЛ-10-1-2У2 1500/5 КТ 0,5 ф.А №2714 ф.С №63401 | ЗНОЛП-ЭК-10 6000/^3:100/^3 КТ 0,5 ф.А №394 ф.В №392 ф.С №393 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 №0803110351 |
4 | ГТП 110/35/6 РУ-6 кВ II сш яч.№6 | ТОЛ-10-1-2У2 1500/5 КТ 0,5 ф.А №63406 ф.С №63673 | ЗНОЛП-ЭК-10 6000/^3:100/^3 КТ 0,5 ф.А №396 ф.В №395 ф.С №397 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 №0803111052 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. При расчете погрешности ИК учтено влияние программного обеспечения на метрологические характеристики средства измерений;
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) Ihom, частота (0,95 + 1,05)fHOM; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05^ 1,2) Ihom;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до +60 °С, для сервера от + 10 до +40 °С;
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 0 до + 40°С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч;
- сервер - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 0,4 ч;
Надежность системных решений:
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- сервера;
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- наличие защиты на программном уровне:
- информации;
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервера;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
- время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматическая);
- сервере (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
- результатов измерения (функция автоматическая);
- состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
- о результатах измерения (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчики типа СЭТ-4ТМ.03М.01 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 113 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
3нак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО Фирма "Актис".
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО Фирма "Актис" приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность системы
№ п/п | Наименование | Номер в Г осреестре средств измерений | Количество |
Технические средства учета электрической энергии и мощности |
1 | Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10-1-2У2 | 15128-07 | 8 шт. |
2 | Измерительные трансформаторы напряжения ЗНОЛП-ЭК-10 | 40014-08 | 12 шт. |
3 | Счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 для учёта активной и реактивной энергии | 36697-08 | 4 шт. |
4 | Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 | 41681-10 | 1 шт. |
Средства вычислительной техники |
5 | Сервер HP Proliant DL120 G6 | — | 1 шт. |
6 | GSM-терминал TC65 Cinterion | — | 1 шт. |
7 | Сетевой коммутатор D-Link DES-1016D | — | 1 шт. |
8 | ИБП Smart-UPS 1500 RM 2U | — | 1 шт. |
Окончание таблицы 3
№ п/п | Наименование | Номер в Г осреестре средств измерений | Количество |
9 | Устройство для защиты от импульсных перенапряжений DTR 2/6 | — | 2 шт. |
Программные компоненты |
10 | ПО "АльфаЦЕНТР" АС РЕ 10 | — | 1 шт. |
11 | ПО "АльфаЦЕНТР" AC L Laptop | — | 1 шт. |
12 | Расширение AC_PE на дополнительное рабочее место АС РЕ2 | — | 1 шт. |
13 | Windows 7 PRO | — | 2 шт. |
Поверка
осуществляется по документу "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО Фирма "Актис". Методика поверки" РКПН.422231.156.00.МП, утвержденной ФГУП "ВНИИМС" 23 июня 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 - по методике поверки "Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1";
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - по методике поверки "Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1".
Сведения о методах измерений
Метод измерений приводится в документе "Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО Фирма "Актис". Инструкция по эксплуатации РКПН.422231.156.00.ИЭ".
Нормативные документы
1. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
2. ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
3. ГОСТ Р 52320-2005 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии".
4. ГОСТ Р 52323-2005 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
5. ГОСТ Р 52425-2005 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
6. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
7. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
8. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарнообменных операций. ■