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

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3822 от 22.07.11 п.25
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43286
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.               ■

Развернуть полное описание