Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ВНИИТрансмаш"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 546 п. 10 от 30.07.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47589
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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.

Развернуть полное описание