Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО Фирма "Актис"

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов

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

Окончание таблицы 3

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.               ■