Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Описание
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных в течении 3,5 лет;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
- измерение времени.
АИИС имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ состоит из:
- трансформаторов тока (ТТ);
- трансформаторов напряжения (ТН);
- счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М
ИВК состоит из комплекса программно-технического измерительного «Е-ресурс» ES.01 (далее ПТК, Госреестр СИ №46554-11) в составе:
- устройства сбора и передачи данных (УСПД) в составе комплекса программнотехнического «Е-ресурс» ES.01;
- сервера баз данных (СБД);
- GPS-приемника меток точного времени Global Sat MR-350;
- автоматизированных рабочих мест.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности. Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.
По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал передаются по цифровому интерфейсу RS-485 в GSM модем и далее в УСПД по сети сотовой связи GSM.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины, хранит результаты измерений в регистрах собственной памяти и передает их в СБД. СБД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных АИИС.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP в формате XML 1.0, в том числе в ПАК ОАО «АТС».
Связь между ИИК ТИ и УСПД осуществляется по каналу мобильной связи стандарта GSM посредством коммуникатора типа С-1.01.
Передача данных от СБД во внешние по отношению к АИИС системы осуществляется по глобальной сети передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень ИК и состав ИИК ТИ приведен в таблице 1.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов ПТК со шкалой UTC производится от GPS-приемника в постоянном режиме. Передача шкалы времени от ПТК часам счетчиков электрической энергии осуществляется каждый раз при их опросе. ПТК вычисляет разницу между показаниями своих часов и счетчика, и если поправка часов счетчика превышает ±2 с, производит коррекцию часов счетчика. Коррекция часов счетчика производится не чаще одного раза в сутки на величину не более 119 с.
Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с компонентами ИК по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 29992011.
Таблица 1 - Перечень ИК и состав ИИК ТИ
| №ИК | Наименование ИК | Тип ТТ | Коэфф. тр. ТТ | Кл.т. ТТ | Тип ТН | Коэфф. тр. ТН | Кл.т. ТН | Тип счетчика | Кл.т. счетчика |
| 1 | Ввод 1 с ПС 222-110/35/6кв ф.308 | ТОЛ-10 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 2 | Ввод с ПС 222-110/35/6кв ф.310 | ТПОЛ-10 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 3 | Ввод с ПС 222-110/35/6кв ф.403 | ТПЛ-10 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 4 | Ввод с ПС 222-110/35/6кв ф.408 | ТПОЛ-10 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 5 | Ввод с ПС 222-110/35/6кв ф.512 | ТПОЛ-10 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 6 | Ввод с ПС 222-110/35/6кв ф.613 | ТПОЛ-10 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 7 | Ввод 2 с ПС 222-110/35/6кв ф.308 | ТОЛ-10 | 300/5 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 8 | РП-5 6/0,4кВ ф.9 СТ "Трансмаш" | ТПЛМ-10 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
| 9 | РП-5 6/0,4кВ ф.27 СТ "Трансмаш" | ТПЛ-10 | 50/5 | 0,5 | НТМИ-6 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ03М | 0,5S/1 |
Лист № 3
всего листов 9
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС состоит из подсистем запуска и контроля работы программных модулей (модуль «en_daemon»); обеспечения единого времени (служба NTP); сбора данных (модуль «server»); коммутации каналов связи (модуль «communicator»); планирования заданий (модуль «sheduler»); поддержки каналов связей (модули «ip_server» и «ip_client»); поддержки центральной БД и обеспечения доступа к данным, аппаратно размещаемых на СБД и УСПД.
Подсистема запуска и контроля работы программных модулей функционирует на УСПД и включает в себя модули обнаружения отказа работы других подсистем, модули запуска и перезапуска подсистем.
Подсистема обеспечения единого времени функционирует на СБД и УСПД, включает в себя программную службу NTP и драйвер приёмника сигнала точного времени.
Подсистема сбора данных функционирует на УСПД и включает в себя программные модули драйвера счётчиков электрической энергии, драйвера внутреннего протокола обмена информацией между модулями, драйвера взаимодействия с СУБД. Подсистема периодически, по командам подсистемы планирования заданий, опрашивает счётчики электрической энергии, поддерживающие протокол обмена «СЭТ4ТМ», выполняет сбор результатов измерений и данных служебных журналов счётчиков электрической энергии, синхронизацию шкалы времени встроенных часов счётчиков электрической энергии.
Подсистема коммутации каналов связи функционирует на УСПД и включает в себя программные модули обеспечения связи счётчиков электрической энергии с подсистемой сбора данных.
Подсистема планирования заданий функционирует на УСПД и включает в себя программные модули для периодического формирования заданий на опрос счётчиков электрической энергии и сбор с них требуемой информации.
Подсистема поддержки центральной БД состоит из одного программного модуля и функционирует на СБД. Подсистема, помимо прочих функций, выполняет периодическую отправку информации с квитированием по заранее заданным адресам с использованием протоколов электронной почты (POP3, SMTP).
Подсистема обеспечения доступа к данным состоит из набора программ, функционирующих в программной среде веб-сервера, который размещается на УСПД. Подсистема предоставляет пользователям интерфейса для санкционированного доступа к результатам измерений и данным служебных журналов счётчиков электрической энергии, хранящихся в центральной БД
Подсистемы сбора данных, коммутации каналов связи и планирования заданий ведут системные журналы событий, в которые заносятся сведения о всех выполняемых действиях, связанных с функционированием подсистем ПТК.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС приведены в таблице 2.
аблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспече ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Программный модуль «en daemon» | У СПД, usr/sbin, en_daemon | не присв. | b728f704ac06ad40f 679223378da8389 | MD5 (RFC1321) |
| 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 |
| Программный модуль «server» | УСПД, usr/bin/e-resource, server | не присв. | 62f7b8deceb8d0f91 825b905e07956e5 | MD5 (RFC1321) |
| Программный модуль «communicator» | УСПД, usr/bin/e-resource, communicator | не присв. | 83d549da0434bd52 1213b9a280dcae56 | MD5 (RFC1321) |
| Программный модуль «scheduler» | УСПД, usr/bin/e-resource, scheduler | не присв. | 253e843366b7e073f 96fc494b1b2987b | MD5 (RFC1321) |
| Программный модуль «ip client» | УСПД, usr/bin/e-resource, ip client | не присв. | ae5e5a89856af562e 38b68eba77c2272 | MD5 (RFC1321) |
| Программный модуль «ip server» | УСПД, usr/bin/e-resource, ip server | не присв. | 28a25e10d49b8f909 d3b1af8813b16c7 | MD5 (RFC1321) |
| Программный модуль «ringer» | УСПД, usr/bin/e-resource, ringer | не присв. | 6bdb847f01269b560 19febdef00434b9 | MD5 (RFC1321) |
| en_data | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en data.php | не присв. | 850e37dd333e4ec7e 88e2d3b4ec30760 | MD5 (RFC1321) |
| en_global_set | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en global set.php | не присв. | 6870f2c773f6eb347 affdeda569650b2 | MD5 (RFC1321) |
| en_const | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en const.php | не присв. | 22ee94e8784266a0f 61f028c536ceeaa | MD5 (RFC1321) |
| en_logs | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en logs.php | не присв. | 7acdf74ab91a60da1 db8a470ec84eaf0 | MD5 (RFC1321) |
| en_lib_db | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en lib db.php | не присв. | dde97f3cf767b6723 e18da4432e131b6 | MD5 (RFC1321) |
| en_a_server | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en a server.php | не присв. | 94bdcffdeac8fec330 c770a3efdee0b0 | MD5 (RFC1321) |
| en_local_set | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en local set.php | не присв. | 4e92bda598a391cfb 2b0968dd3115fb9 | MD5 (RFC1321) |
| en_login | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en login.php | не присв. | cbcece60133335863 19ef3ff5793222d | MD5 (RFC1321) |
| en_tempdbgrid | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en_ tempdbgrid.php | не присв. | 0711ef3c73d642551 feb9cd46580dc1c | MD5 (RFC1321) |
| 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 |
| en_forms | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en forms.php | не присв. | 50c089d13738d920 18e0359f7dfa5fdb | MD5 (RFC1321) |
| en_lib_parsing | УСПД, var/www/textpattern/ dev, en lib parsing.php | не присв. | 88b9627c18dffb8d6 f193938064ba739 | MD5 (RFC1321) |
| ds_xml | УСПД, var/www/textpattern/ dev, ds xml.xml | не присв. | 103d0820cce19a550 b28622d1b8e18ef | MD5 (RFC1321) |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С». Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов................................................................................ 9
Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности
Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения .............................................................................................приведены в таблице 3
Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии .......приведены в таблице 4
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам......................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных автоматическое Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет............................ 3,5
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ................................................... автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС: температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С..............................от 0 до плюс 40
температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С.....................от минус 45 до плюс 40
частота сети, Гц .................................................................................................... от 49,5 до 50,5
напряжение сети питания, В.................................................................................. от 198 до 242
индукция внешнего магнитного поля, мТл.......................................................... не более 0,05
Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном ............................................................................................................от 5 до 120
напряжение, % от ином...........................................................................................от 90 до 110
коэффициент мощности, cos ф...............................................от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.
Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (3WA) и реактивной (3WP) энергии в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100% номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
| I, % от Iном | cos ф | dwA , ±% | 3WP, ±% |
| 5 | 0,5 | 5,7 | 4,0 |
| 5 | 0,8 | 3,4 | 5,3 |
| 5 | 0,865 | 3,1 | 6,2 |
| 5 | 1 | 2,1 | - |
| 20 | 0,5 | 3,4 | 3,2 |
| 20 | 0,8 | 2,2 | 3,7 |
| 20 | 0,865 | 2,1 | 4,1 |
| 20 | 1 | 1,5 | - |
| 100 - 120 | 0,5 | 2,8 | 3,1 |
| 100-120 | 0,8 | 2,0 | 3,4 |
| 100-120 | 0,865 | 1,9 | 3,6 |
| 100-120 | 1 | 1,4 | - |
Таблица 4. Границы основной допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (3WoA) энергии
| I, % от 1ном | cos ф | , ±% |
| 5 | 0,5 | 5,5 |
| 5 | 0,8 | 3,0 |
| 5 | 1 | 1,8 |
| 20 | 0,5 | 3,1 |
| 20 | 0,8 | 1,7 |
| 20 | 1 | 1,2 |
| 100 - 120 | 0,5 | 2,4 |
| 100-120 | 0,8 | 1,4 |
| 100-120 | 1 | 0,99 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС.8/810311. ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Формуляр»
Комплектность
| Тип | № Госреестра | Количество |
| Трансфо | рматоры тока: |
| ТОЛ-10 | 7069-77 | 4 шт. |
| ТПЛМ-10 | 2363-68 | 2 шт. |
| ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 шт. |
| ТПОЛ-10 | 1261-59 | 12 шт. |
| Трансформаторы напряжения: |
| НТМИ-6 | 380-49 | 5 шт. |
| НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии: |
| СЭТ -4ТМ.03М | 36697-08 | 9 шт. |
| ИВК: |
| Комплекс программно-технический «Е-ресурс» ES.01 | 46554-11 | 1 шт. |
| АРМ | 1 шт. |
| Связующие компоненты: |
| Коммуникатор С-1.01 | 5 шт. |
| Документация |
| АИИС.8/810311. ФО Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Формуляр |
| АИИС.8/810311. МП Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Методика поверки |
Поверка
Поверка осуществляется по документу АИИС.8/810311. МП «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2011 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.
- ПТК «Е-ресурс» ES.01 - в соответствии с документом «Комплекс программнотехнический «Е-ресурс» ES.01. Методика поверки» ЭНРС.421711.001 Д1 (утверждён ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» «13» декабря 2010 г.).
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Свидетельство об аттестации методики измерений №135-01.00249-2011 от 21 июня 2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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. Статические счетчики реактивной энергии.
6. АИИС.8/810311. ТРП Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш» Технорабочий проект
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
