Аскуэ

Документы, определяющие необходимость создания АСКУЭ субъектами ОРЭ:

• Закон «Об электроэнергетике» DOC, 132 KB
• Постановление Правительства от 18 февраля 2004 года № 190 «О мерах по дальнейшему развитию рыночных отношений в электроэнергетике Республики Казахстан» DOC, 150 KB
• Правила функционирования АСКУЭ для субъектов оптового рынка электрической энергии

Руководящие документы при разработке технической документации:

• СТ РК 34.015–2002 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы»
• СТ РК 34.014–2002 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Термины и определения»
• ГОСТ 34.601–90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания»
• ГОСТ 34.201–89 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем»
• РД 50–34.698–90 «Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов»
• ГОСТ 27300–87 «Информационно-измерительные системы. Общие требования, комплектность и правила составления эксплуатационной документации»
• СТ РК 1087–2002 «Единая система программной документации. Руководство пользователя. Требования к составу, содержанию и оформлению»

Примечание: стандарты не могут быть опубликованы без разрешения Госстандарта РК.

Руководящие документы по метрологическому обеспечению

• Закон «Об обеспечении единства измерений»
• СТ РК 2.4–2000 ГСИ РК. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения
• СТ РК 2.18–2003 ГСИ РК. Методики выполнения измерений. Порядок разработки, аттестации и применения
• СТ РК 2.21–2001 ГСИ РК. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средства измерений
• СТ РК 2.121–2006 «ГСИ РК. Требования к методикам выполнения измерений электрической энергии»;
• СТ РК 2.120–2006 «ГСИ РК. Требования к методикам выполнения измерений электрической мощности»;
• СТ РК 2.122–2006 «ГСИ РК. Требования к методикам выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной системы коммерческого учета энергии и мощности на энергообъектах».
• РД 34.09.101- 94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при её производстве, передаче и распределении.
• ГОСТ 8.010–99 ГСИ. Методики выполнения измерений. Основные положения

Получение Технических условий на подключение АСКУЭ субъекта ОРЭ

Первым шагом по созданию АСКУЭ является получение Технических условий (далее — ТУ) на подключение АСКУЭ субъекта ОРЭ к АСКУЭ СО ОРЭ, которые выдаются по официальной заявке субъекта на имя Управляющего директора по управления производственными активами АО «KEGOC». Для получения ТУ необходимо предоставить однолинейную электрическую схему сетей субъекта ОРЭ, а также технические и метрологические данные всех точек учета электроэнергии, которые планируется включить в проектируемую АСКУЭ.

В состав выдаваемых субъектам ОРЭ ТУ на подключение к АСКУЭ СО ОРЭ входит следующее:

• идентификационные коды субъекта ОРЭ, определяемые СО ОРЭ в соответствии с Правилами функционирования автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии для субъектов оптового рынка электрической энергии» (утверждены приказом МЭ РК от 30.03.2015г. №248 и зарегистрированы МЮ РК 06.05.2015г. №10957);
• требования к каналу связи между АСКУЭ субъекта ОРЭ и АСКУЭ СО ОРЭ;
• структура протокола передаваемой информации АСКУЭ;
• временной регламент передачи информации.

Приложения:

Образец письма о выдаче ТУ на подключение АСКУЭ

FTP-протокол

Разработка технического задания на проектирование системы

После получения ТУ на подключение субъектом ОРЭ должно быть разработано Техническое задание на проектирование АСКУЭ (далее — ТЗ). ТЗ разрабатывается Заказчиком самостоятельно или при помощи специализированной организации, имеющей опыт в проектировании АСКУЭ.

В ТЗ необходимо оформить приложениями:

• Перечень комплексов учета электроэнергии (КУЭ), данные с которых будут передаваться в АСКУЭ СО ОРЭ;
• Существующие характеристики КУЭ в соответствии с разделом 5 Правил функционирования автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии для субъектов оптового рынка электрической энергии» (утверждены приказом МЭ РК от 30.03.2015г. №248 и зарегистрированы МЮ РК 06.05.2015г. №10957);
• Перечень точек учета, необходимых субъекту для передачи из АСКУЭ СО ОРЭ;
• ТУ на подключение АСКУЭ субъекта ОРЭ к АСКУЭ СО ОРЭ;
• Существующие системы телекоммуникаций для организации каналов связи АСКУЭ внутри объекта и для обмена информацией с СО ОРЭ.

Результатом разработки ТЗ является утверждение ТЗ Заказчиком. Заказчик должен направить на согласование утвержденное ТЗ (в трех экземплярах) с сопроводительным письмом на имя Управляющего директора по производству.

Разработка технического проекта системы и рабочей документации

После согласования ТЗ СО ОРЭ субъектом ОРЭ должен быть разработан Технический проект по созданию АСКУЭ (далее — ТП). В ТП АСКУЭ должны быть подробно описаны решения всех задач, поставленных в ТЗ АСКУЭ.

Проектное решение АСКУЭ должно содержать, помимо предусмотренных стандартами, следующие разделы:

• Описание метрологического обеспечения;
• Проектная оценка надежности;
• Перечень комплексов учета электроэнергии с указанием технических и метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав комплекса.
• Идентификационные коды комплексов учета электроэнергии;
• Протокол обмена информацией с внешними системами;
• Средства телекоммуникаций, необходимые для функционирования АСКУЭ и обмена информацией с Системным оператором;

Результатом разработки документов «Технического проекта» является утверждение «Технического проекта» Заказчиком.

Заказчик должен направить на согласование утвержденный «Технический проект» (в трех экземплярах) с сопроводительным письмом на имя Управляющего директора по производству. После согласования Технического проекта и заключения договора на проведение монтажных и пусконаладочных работ исполнитель разрабатывает рабочую документацию.

Сдача в опытно-промышленную эксплуатацию с проведением соответствующих испытаний

Одним из важнейших этапов создания АСКУЭ является проведение опытно-промышленных испытаний АСКУЭ. Эта процедура позволяет выявить соответствие/несоответствие технических, функциональных и метрологических характеристик компонентов и в целом АСКУЭ требованиям Правилам функционирования автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии для субъектов оптового рынка электрической энергии» (утверждены приказом МЭ РК от 30.03.2015г. №248 и зарегистрированы МЮ РК 06.05.2015г. №10957).

Для прозрачности опытно-промышленных испытаний в комиссию привлекаются представители Заказчика, Исполнителя проекта, Системного оператора ОРЭ, а также представителей Комгосэнергонадзора, Госстандарта и других заинтересованных организаций. Комиссия обследует АСКУЭ по утвержденной и согласованной СО ОРЭ Программе опытно-промышленных испытаний и выносит решение о вводе АСКУЭ в опытную эксплуатацию или устанавливает срок для устранения выявленных замечаний и несоответствий.

На основании Акта опытно-промышленных испытаний субъект ОРЭ издает Приказ о вводе системы в ОПЭ и направляет копию Приказа СО ОРЭ.

При выявлении сбоев или отказов в процессе опытной эксплуатации АСКУЭ, субъект ОРЭ принимает меры к их устранению и сообщает СО ОРЭ о готовности к повторному запуску АСКУЭ в опытную эксплуатацию.

Ввод в промышленную эксплуатацию

Данная процедура регламентирована Правилами приемки автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии в промышленную эксплуатацию

Для чего нужен автоматизированный учет

Автоматизированный коммерческий учет электроэнергии (мощности) позволяет определить величины учетных показателей, которые могут использоваться в финансовых расчетах.

Предназначение АСКУЭ состоит в том, чтобы осуществлять процедуры сбора и передачи информации, хранения информации в специализированной базе данных (база имеет повышенную степень защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа), обработки показаний расхода (проводить расчеты потребленной электроэнергии). На основе полученных данных составляется отчет. С его помощью рассчитывается стоимость израсходованной электроэнергии и выставляются счета потребителям.

Система позволяет отслеживать баланс, прогнозировать результаты будущих периодов по потреблению (генерации), принимать решения по поводу изменения режима работы электрооборудования (осуществлять дистанционное управление). Если потребление энергии осуществляется без оплаты, то поставщик может дистанционно отключать нагрузку, вводить ограничения по мощности. Возможность незаконного потребления электроэнергии сокращается в частном секторе за счет выноса прибора учета на границу балансной принадлежности (на опору).

Как для потребителей, так и для поставщиков, преимущество системы в том, что счетчики АСКУЭ исключают ошибки, возникающие при ручном снятии показаний.

Кроме того, минимизируется необходимость контролирующих мероприятий, связанных с проверкой счетчиков техниками. Решается проблема доступа контролеров к приборам учета, так как счетчики передают информацию в Центр в автоматическом режиме.

Из чего состоит система АСКУЭ

Система АСКУЭ – это сложный “организм”, требующий мониторинга и сервисного обслуживания. Однако простейшая схема АСКУЭ состоит всего из 3 элементов:

• сбор информации;
• связь;
• анализ и хранение данных.

Эти элементы соответствуют следующим уровням:

• уровень 1 – это оборудование АСКУЭ или приборы учета электроэнергии (электронный или индукционный электросчетчик);
• уровень 2 – линии связи (мобильная связь, телефонные линии, сеть Интернет);
• уровень 3 – средства компьютерной обработки данных, предназначенные для сбора и анализа показаний.

В качестве приборов учета могут применяться датчики, имеющие выход для подключения интерфейса RS-485, и датчики, подключаемые через специальные аналого-цифровые преобразователи. Можно использовать и старые индукционные приборы при условии установки считывающих устройств, которые преобразуют количество оборотов диска в электрические импульсы. Считывающие датчики позволяют передавать информацию даже с прибора учета старого образца. Однако для подключения датчиков требуется специальное ПО.

Сегодня индукционные счетчики считаются устаревшими. Счетчики нового типа (электронные) передают информацию на сервер через специальный порт. Основными компонентами современного электронного счетчика являются: трансформатор тока, дисплей ЖКИ, источник питания электронной схемы, микроконтроллер, часы, телеметрический выход, супервизор, органы управления, оптический порт (опционально).

Существуют ограничения, связанные с числом приемников цифрового сигнала. Для соединения датчиков с контроллерами применяют интерфейс RS-485. Входное сопротивление приемника информационного сигнала по линии интерфейса RS-485 составляет 12 кОм. Так как мощность передатчика ограничена, это создает ограничение и на количество приемников, подключенных к линии. Стандартный интерфейс способен принимать электронные сигналы не более чем от 32 датчиков. Это является проблемой, которая решается на стадии проектирования.

Элементы второго уровня включают строительство линий связи (в том числе волоконно-оптических) и монтаж оборудования сооружений связи. Третий уровень состоит из сервера или компьютера с установленным программным обеспечением, которое позволяет осуществлять обработку данных.

Монтаж АСКУЭ

Монтаж системы АСКУЭ невозможен без предварительных проектных работ. Проектирование позволяет определить вид применяемого оборудования и количество приборов учета.

После проведения расчетных и проектировочных работ производится установка. Этот процесс предполагает не только замену счетчиков. Кроме приборов учета, необходимо осуществить монтаж модемов, серверов, компьютеров. Прокладываются провода и кабели (розетки могут понадобиться для подключения дополнительного оборудования – пользовательских дисплеев, предназначенных для просмотра показаний со счетчиков, установленных в труднодоступных местах). Только после этого происходит подключение и наладка оборудования.

Квалифицированные подрядчики включают в электромонтажные работы комплекс услуг: строительные работы, поставку, монтаж, пуск и наладку оборудования, ввод АИИС КУЭ в эксплуатацию, согласование проекта со всеми необходимыми инфраструктурными организациями.

Монтаж ведется в соответствии с требованиями заказчика и с учетом данных объекта. Важно оптимальным образом настроить систему: выставить правильные параметры и осуществить надежное подключение. От этого зависит эффективность работы в будущем.

В наш век автоматизации многих процессов оставить в стороне учет электроэнергии было бы неразумно, особенно, принимая в учет возможности современной технической базы. Внедрение подобных АС позволяет решить несколько задач, начиная с отслеживания баланса отдельно взятого потребителя и заканчивая принятием оперативного решения по изменению схемы электроснабжения. АСКУЭ – один из вариантов оптимального решения, предлагаем ознакомиться с основными тезисами.

Функции системы АСКУЭ и её назначение

Функциональное назначение данного комплекса – автоматизация процесса учета расхода электроэнергии для производства расчетов с ее потребителями. Помимо этого, АС на основе собранной информации формирует ряд отчетов, используемых при построении прогнозов потребления, расчетов стоимостных показателей и т.д.

Для выполнения перечисленных выше задач, необходимо выполнить следующие условия:

• Каждый потребитель электроэнергии должен установить электронный прибор учета, оборудованный модулем для передачи сигналов (например, GSM модем). Электронный электросчетчик Энергомера, оборудованный интерфейсом для передачи данных.
• Система связи, обеспечивающая передачу сигналов от приборов учета к центру их обработки. Виды связи систем АСКУЭ
• Организация центров приема и обработки данных. Это аппаратно-программные комплексы (далее АПК). Один из элементов аппаратно-программного комплекса – шкаф АСКУЭ
• В некоторых случаях, между центром приема и приборами учета устанавливаются специальные устройства – сумматоры, в которых «аккумулируются» данные перед тем, как они отправляются на сервер.

Принцип работы АСКУЭ

Алгоритм работы комплекса можно описать следующим образом:

1. Электронные счетчики (Меркурий, Энергомера и т.д.) единовременно посылают сигнал. Частота (периодичность) передачи данных определяется АС.
2. Данные архивируются в сумматорах, откуда идет их передача на сервер сбора и обработки. В незагруженной АС допускается передача напрямую серверу.
3. Обработка данных АПК.

Собственно, данный алгоритм работы используется во всех АС энергоучета и контроля. Разница между автоматизированными комплексами заключается в их функциональном назначении, что отражается на анализе и обработке. Для примера приведем различия между коммерческими и техническими системами (АСТУЭ):

• Алгоритм обработки данных, для расчета с потребителями, максимально оптимизирован под данную задачу.
• данные, поступающие в коммерческий центр обработки, используется для формирования счетов потребителям, то есть, по сути это внутренний «продукт» энергокомпании.
• Согласно законодательству, счетчики учета обязаны иметь все потребители, в то время, как система АСТУЭ внедряется для решения внутренних задач того или иного хозяйствующего объекта. Например, для мониторинга энергопотребления, анализа его структуры и выработки общей энергосберегающей программы и других задач АСУ ТП.

Для понимания структуры АС коммерческого учета, приведем несколько примеров схем реализации.

Схема АСКУЭ в СНТ

Как видите в данной схеме приборы учета, установленные у каждого потребителя, передают сигналы на сумматор, откуда осуществляется передача в центр обработки. Такая реализация практикуется в дачных поселках и садоводствах

Обратим внимание, что подобная АС может использоваться как для учета расхода электрики (электрического тока), так и холодной и горячей воды. Пример такой реализации в жилом доме показан ниже.

Схема системы АСКУЭ дома

Основные элементы АСКУЭ

Как видите, автоматизированная система учета включает в себя ряд элементов (подразделений), которые выполняют определенные задачи. Подобную структуру принято разделять на три уровня. Расскажем детально о назначении каждого из них.

Элементы первого уровня

К таковым относятся электронные приборы учета, у которых имеется специальный модуль, позволяющий отправлять сигналы в центр сбора. В России практикуется использование интерфейса RS-485, это стандарт асинхронной передачи данных, применяемый в системах автоматизации. Его упрощенная организация представлена ниже.

Организация интерфейса RS-485

Основной недостаток подобного устройства – ограничение количества приемо-передатчиков, их не может быть более 32. Выходом из этого может быть каскадирование системы, а именно установка сумматоров, «аккумулирующих» данные от различных источников. Изображение такого прибора показано на рисунке 7.

Рисунок 7. Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

Обратим внимание, что разработка АС на базе интерфейса RS-485 велась в то время, когда использование GSM было экономически не обосновано. На текущий момент ситуация радикально изменилась.

Связующее звено (элементы второго уровня)

Данный уровень используется для организации транспортировки данных к центру обработки. На текущий момент большинством приборов учета используется интерфейс RS-485, несмотря на то, что данный способ является явно устаревшим. Сложившаяся ситуация вызвана инертностью структур, отвечающих за стандартизацию, что несколько притормаживает внедрение новой технической базы.

Центр обработки (завершающее звено)

Данный элемент представляет собой АПК, в который поступают и обрабатываются информационные сигналы. Его характеристики напрямую зависят от объема поступающих данных и наличия дополнительных функций системы. Исходя из этих технических условий, для комплекса АС подбираются компьютерные мощности и программное обеспечение.

О технических требованиях к системе

Поскольку надежность работы системы напрямую зависит от первого уровня, то основные требования предъявляются к приборам учета. Именно от их точность определяет достоверность данных.

Не менее важным показателем системы является допустимая погрешность при трансфере данных. Данный момент требует небольшого уточнения. Телеметрический выход прибора транслирует последовательность импульсов с частотой, соответствующей потребляемой мощности. Помехи и тепловые шумы могут вносить погрешность в такие данные, то есть влиять на отчет импульсов.

Чтобы избежать этого, информация передается в двоичном коде, высокий и низкий импеданс сигнала соответствует «1» и «0». Для проверки достоверности данных их определенная порция (как правило, байт) кодируется контрольной сумой.

Бытует мнение, что цифровая форма передачи защищена от погрешностей. Данное утверждение не является корректным, поскольку протокол передачи допускает определенную вероятность ошибки (необнаруженная ошибка). Собственно, данный недостаток, в той или иной мере, присущ любой системе передачи данных. Для уменьшения размера допустимой погрешности применяются специальные алгоритмы обработки.

Компании, занимающиеся разработкой АС, обязаны придерживаться типовых технических требований, разработанных ЕЭС Российской Федерации. В данных нормах указаны точностные характеристики информационного сигнала, класс точности приборов учета, рекомендуемое программное обеспечение, а также другие требования, необходимые для надежной работы системы. Соответственно, производители измерительных приборов, также должны учитывать принятые нормы.

Программное обеспечение АСКУЭ Энфорс Лайт

программный продукт

• 

  Дударев Д.Н.

  Генеральный директор АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

  ОЭЗ ППТ «Липецк» благодарит ООО «Энфорс» за успешную реализацию проекта по созданию и метрологическому обеспечению АИИС КУЭ АО «ОЭЗ ППТ «Липецк»

• 

  Никитин И.М.

  Генеральный директор ООО «Ногинский Тепловой Центр»

  ООО «Ногинский Тепловой Центр» благодарит специалистов ООО «Энфорс» за успешно выполненную работу, техническую поддержку и сопровождение системы.

• 

  Гук В.В.

  Технический директор ООО «Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС»

  ООО «Энфорс» зарекомендовало себя как поставщик высококачественных продуктов и решений для задач построения центров сбора данных учета электроэнергии.

• 

  Шалманов Д.М.

  Главный энергетик X5 Retail Group

  В течение всего периода совместной работы, независимо от условий договоров, специалисты компании ООО «Энфорс» неоднократно оказывали помощь и техническую поддержку

• Ю.Л. Денисов

  Генеральный директор ЗАО «ЦЕНТРОПТТЕКСТИЛЬ»

  Вот уже более года мы успешно используем платформу «Энфорс Онлайн» для учета расхода электроэнергии и передачи данных в ОАО «Мосэнергосбыт»

• 

  В.Ф. Ожогин

  Главный инженер филиала ОАО «Квадра» — «Воронежская региональная генерация»

  В связи с использованием широкого спектра приборов учета энергоресурсов Воронежскому филиалу ОАО «Квадра» пришлось работать сразу с несколькими автоматизированными системами учета тепла. Возникла потребность консолидировать результаты измерений, хранящиес

• Антипин М.Н.

  Главный энергетик ЗАО «Байкалит-СКЦ»

  В соответствии с Регламентом перевода промышленных потребителей электроэнергии на систему расчетов для выбора ценовых категорий, внедрена система АСКУЭ с использованием программного обеспечения «Энфорс Лайт».

• Е.Н. Добрин

  Директор МАУ «ГС «Авангард»

  Приятно отметить высокое качество продукции предлагаемое компанией «Энфорс», заинтересованность и гибкий подход при работе с клиентами.

• Болдырев А.А.

  Ответственный за электрохозяйство ООО «Агротехцентр»

  Программное обеспечение «Энфорс Лайт», необходимое для подготовки отчетов по потреблению энергии, отличается надежностью, дружественным интерфейсом, и приемлемой ценой.

• А.В. Кузнецов

  Заместитель директора по капитальному строительству и эксплуатации ФГУП «Росморпорт»

  За время эксплуатации «Энфорс АСКУЭ» замечаний к работе системы не было, система работает стабильно.

Все отзывы «

cEnergo

Центр обработки информации cEnergo

Обновлено: 13.06.18
ОС: Windows XP SP3 и выше;
MS .Net Framework 4.0;
Microsoft Visual C++ 2005-2008-2010-2012-2013-2015
Redistributable Package

Описание

Программное обеспечение cEnergo 4.x входит в состав информационно-измерительных систем контроля и учета энергопотребления «Энергомера» (ИИС «Энергомера»), предназначенных для измерения и многотарифного коммерческого учета электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения данных по энергопотреблению.

Функциональные возможности

1.Измерение и многотарифный учет активной и реактивной электрической энергии и мощности, включая усредненные значения мощности (профили нагрузки) за интервал времени от 1 до 60 минут. 2.Сбор измерительных данных (включая параметры сети) и диагностической информации со счетчиков электроэнергии с цифровым интерфейсом. 3.Обработка и хранение в базе данных сервера ИИС измерительных данных коммерческого учета. 4.Управление нагрузкой (посредством подачи команд на реле нагрузки в счетчиках — через УСПД или напрямую в счетчик). 5.Визуальное представление данных и генерация отчетных форм в ПО «cEnergo». 6.Измерение текущего времени при помощи системы обеспечения единого времени. 7.Изменение параметров конфигурации подключенных устройств (считать/записать в зависимости от типа пользователя). 8.Установка и синхронизация текущего времени в устройствах сбора и передачи данных и счетчиках электроэнергии. 9.Защита результатов измерений, хранящихся в БД, от несанкционированного доступа (аутентификация пользователей, разграничение прав доступа).

Основные изменения в версии cEnego 4.6

• Поддержаны новые типы и версии устройств (счетчики и УСПД).
• Многократно снижено потребление оперативной памяти при работе системы сбора.
• В списке узлов учета каркаса добавлена колонка «Тип концентратора».
• Реализована возможность ограничения длины серийного номера 15-ю символами (опция в свойствах модуля «База данных», по умолчанию отключена).
• Расширен набор отчетных форм в модулях выгрузок (модули задач).
• В модуле «Узлы учета»:
  • реализованы функции для проведения операции демонтажа (статус «Выведен
    из эксплуатации») и отключения (статус «Отключен») счетчика с переводом его
    в группу «Выведенные»;
  • для процедуры замены счетчика изменено название группы «Замененные»
    на «Выведенные».
• В модуле «Подключения» в окне выбора концентраторов для счетчика добавлены новые информационные колонки «Качество связи», «Состояние связи из маршрутизатора», «Стабильность связи из маршрутизатора».
• В модуле «Сбор» – «Механизм PnP»:
  • реализовано автоматическое считывание из УСПД (СЕ805М версий 4.5e+) списка приборов учета;
  • поддержка объектов, имеющих несколько УСПД с обеспечением сбора качества
    и стабильности связи до счетчика, анализа статистики арбитража и другой расширенной информации.
• В модуле «Сбор» – «Модернизация способа сбора данных»:
  • сбор переведён с опроса по объектам на опрос по концентраторам (УСПД);
  • оптимизирован и ускорен алгоритм сбора данных, сокращенно количество сеансов связи с УСПД при сборе данных;
  • реализовано накопление статистики сбора по концентраторам;
  • концентраторы, у которых есть задача управления реле, в очередь задач устанавливаются первыми;
  • реализован механизм замены счетчиков в УСПД в случае, если в модуле «Узлы учета» выполнена замена;
  • в расписании сбора удалена колонка «Активно», а колонка «Используется» заменена на «Использовать»;
  • реализован сбор профилей параметров электросети через УСПД СЕ805М версий 4.6+ с СЕ208 (напряжение, ток) и CE308 SMP (напряжение, ток и активная мощность по фазам);
  • реализован сбор текущих показаний после отправки команды управления реле.
• В модуле «Управление сбором» реализована возможность выборочного запуска, установки и снятия паузы для концентраторов.
• В модуле «Сбор по запросу»:
  • реализована возможность удобного поиска и выбора, в том числе группового, концентраторов, с которых требуется провести сбор;
  • реализована возможность считывания данных о текущих показаниях с приборов учета по запросу в режиме прямого доступа.
• В модуле «Переключения» в журнале изменения состояния реле добавлена колонка
  с текущими показаниями на момент переключения.
• В модуле «Показания и потребление»:
  • добавлена возможность просмотра значения профилей «Ток», «Напряжение» или «Мощность активная потребленная», в том числе по фазам;
  • повышено быстродействие процесса обработки данных для отображения.
• В модуле «Параметры электросети»:
  • реализована возможность отображать значения тысяч, миллионов и т.д.
    с разделителем групп разрядов (как в Excel);
  • реализована возможность настройки отображения количества знаков после запятой;
  • реализована возможность выбора / исключения набора колонок аналогично модулю «Показания и потребление» (серийный номер, абонент и пр.).
• В модуле «Локализация потерь»:
  • реализован механизм локализации коммерческих потерь, основанный на анализе профилей параметров электросети (за 30 или 60 мин);
  • реализована функция экспорта показаний токов и напряжений по выбранным счетчикам с последующей передачей в дополнительный внешний модуль расчета потерь;
  • модернизирована отчетная форма по поиску потребителей, имеющих подозрения на хищения (добавлен вывод небаланса по объекту, профилей параметров электросети и анализ истории потребления).
  • В модуле «Отчеты» реализована возможность выгрузки отчетов по расписанию
    (в виде задач).
  • В модуле «Импорт» реализован импорт данных и журналов из AdminTools 3.x через экспортируемый файл в формате SQLite.

Основные изменения в версии cEnego 4.5.5:

• Оптимизация и повышение эргономичности основного интерфейса приложения «Каркаса».
• Добавлен экспериментальный модуль расчета и локализации потерь.
• Разработано экспериментальное приложений cEnergo для Android (доступно в GooglePlay).
• В модуле «Журналы» реализована возможность отправки по почте оповещения о возникновении отслеживаемых событий.
• В модуле «Пользователи» реализована возможность отображения только выбранных объектов.
• В модуле «Узлы учета»:
  • реализована возможность расширенного удаления счетчиков сразу с концентратором и каналом связи;
  • реализована блокировка изменений при работающем сборе;
  • реализована возможность добавления счетчика с временным (суррогатным) серийным номеров на случай, когда он неизвестен на момент ввода;
  • добавлен ввод «Уровня технологических потерь» в процентах для балансных групп;
  • переработана вкладка «Трансформаторы» и актуализированы параметры;
  • запрещено редактирование статусов устройств в диалоге редактирования счетчиков (статусы меняются системой сбора);
  • для процедуры замены счетчиков добавлена группа «Замененные» (Группа 1 – Группа 3) для переноса в нее замененных счетчиков;
  • устранена проблема с некорректным отображением текущего канала связи и его смены в окне редактирования счетчика.
• В модуле «Переключения» на команды введены два новых статуса: «Устарела» и «Сбой».
• В модуле «Подключения» реализована возможность поиска и фильтрации в списке каналов связи, при его выборе в диалоге добавления и редактирования концентратора.
• В модуле «Управление сбором»:
  • реализовано запоминание последнего выбранного компьютера для сбора;
  • управляющие элементы (старт, стоп и т.д.) перенесены в главное меню.
• В модуле «Сбор»:
  • при остановке сбора реализовано сохранение состояния сбора по объектам;
  • реализована работа системы в режимах PnP и «По заданному списку»;
  • реализован сбор ретроспективы параметров электросети с УСПД 164-01М, СЕ805М, СЕ805;
  • реализована функция принудительной записи времени в УСПД 164-01М, СЕ805, СЕ805М в случае, если при чтении времени устройство выдает ошибку «Время не установлено»;
  • сбор данных по запросу запускается вне очереди текущего автоматического опроса;
  • реализована синхронизация конфигурации с CENC (для CENC версии 4.5);
  • реализован вывод концентраторов только при выключенной опции «Для выбранных объектов учета»;
  • реализован экспорт и печать сеансов связи со счетчиков.
• В модуле «Показания и потребление»:
  • цветовое обозначение статусов данных сделано аналогично обозначениям в AdminTools;
  • повышена скорость работы модуля;
  • реализован механизм группировки по иерархии балансных групп с отображением технических и коммерческих потерь;
  • во вкладке «Показания на конец суток за интервал» реализована возможность просмотра данных комплексного учета (объем потребленной воды и газа);
  • реализована форма «Статистика сбора»;
  • реализована форма «Статистика небалансов»;
  • для формы отображения потребления «За сутки» реализована функция «Достоверизации» для анализа данных;
  • откорректирован вывод информации «Тип потребителя»;
  • откорректирован вывод показаний на конец суток;
  • откорректировано отображение замененных счетчиков для форм «Накопительным итогом».
• В модуле «Модуль импорта данных»:
  • реализован импорт данных в формате 80020 для загрузки профилей нагрузки в БД;
  • реализован импорт данных из файла Excel, а также ручной ввод данных через форму.
• В модуле «Параметры электросети» при отображении значений опционально (по умолчанию включено) реализован учет умножения напряжений на Ктн, токов − на Ктт, мощностей на Ктн и Ктт.
• В модуле «Выгрузки в табличные формы»:
  • реализована выгрузка в формат SAP для Теле-2;
  • добавлена форма «Замененные счетчики», выводящая таблицу замен счетчиков с сортировкой, группировкой, поиском.
• В модуле «Импорт и экспорт в Excel» обеспечена возможность ввода счетчиков с «суррогатным заводским номером» в виде GUID для объектов, где сбор напрямую со счетчиков и заводской номер не известны (модуль «Сбор» в последующем считывает заводской номер из прибора с записью в БД).
• Добавлен новый модуль «Мастер перенесения конфигурации» для «конвертирования» основных данных из базы ПО ЦОИ 2.51.4 в БД cEnergo.

Дополнительные компоненты можно скачать по ссылкам: