Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергокомпания "Фарадей" для энергосбережения группы компаний Битривер, 94474-25

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергокомпания «Фарадей» для энергосбережения группы компаний Битривер (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

— автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее — результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;

— формирование данных о состоянии средств измерений;

— периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;

— хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

— обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

— разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

— обработка, формирование и передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате по электронной почте организациям-участникам оптового рынка электрической энергии с электронной подписью;

— передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии;

— обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;

— обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

— диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

— конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

— ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ (измерительные каналы №№ 1-4) включает в себя следующие уровни:

1-й уровень — измерительно-информационный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (далее — сервер БД), обеспечивающий функции сбора, хранения, предоставления результатов измерений, устройства синхронизации времени (далее -УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее — АРМ), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и программное обеспечение ПК «Энергосфера».

АИИС КУЭ (измерительный канал № 5) состоит из трех уровней:

1-й уровень — ИИК, включающий в себя измерительные ТТ, измерительные ТН, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД), УСВ для ИК № 5.

3-й уровень — ИВК АИИС КУЭ, включающий в себя сервер БД, обеспечивающий функции сбора, хранения, предоставления результатов измерений, АРМ, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и программное обеспечение ПК «Энергосфера».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчика. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №№ 1-4 по линиям связи поступает на входы сервера БД. Сервер БД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии, и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML заверенных электронной цифровой подписью.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 5 по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения

измеряемых величин с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы (БД).

Для обеспечения единого времени на средствах измерений в составе АИИС КУЭ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики, сервер БД), предусмотрена система обеспечения единого времени (далее — СОЕВ), основная и резервная.

СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.

СОЕВ состоит из двух устройств синхронизации времени, которые синхронизируют собственную шкалу времени со шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее — ГЛОНАСС):

— устройство синхронизации времени УСВ-3 (зарегистрировано в ФИФ ОЕИ под № 64242-16), применяется для измерительных каналов 1-4 согласно таблице 2 и синхронизации сервера БД;

— устройство синхронизации единого времени СВ-04 (зарегистрировано в ФИФ ОЕИ под № 74100-19), применяется для измерительного канала 5 согласно таблице 2 и может выступать как резервный при синхронизации сервера БД выходе из строя УСВ-3 или отключения его для поверки.

У СВ-3 ежесекундно посылает метку точного времени на сервер БД и при расхождении времени, для указанных измерительных каналов (далее — ИК №№ 1-4), более чем на ±2 секунды, программное обеспечение УСВ-3 производит синхронизацию часов сервера БД.

СВ-04 ежесекундно посылает метку точного времени на УСПД и при расхождении времени, для указанного измерительного канала (далее — ИК № 5), более чем на ±3 секунды, программное обеспечение СВ-04 производит синхронизацию часов сервера УСПД. При выходе из строя УСВ-3 или отключения его для поверки допускается использовать УСПД ИК № 5 или СВ-04 для синхронизации сервера БД.

Сервер БД не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики уровня ИИК, при расхождении времени сервера и счетчиков более чем на ±3 секунды происходит коррекция часов счетчиков;

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.

Журналы событий счетчиков и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в Паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в Паспорте на АИИС КУЭ.

Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает нанесение на нее знака поверки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование модуля ПО	pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	77f67749cafd662a9e5b33b19f21acc673ca7327
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 — Состав измерительных каналов

№№ ИК	Наименование объекта	Состав измерительного канала
№№ ИК	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСВ	УСПД
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 220 кВ Ирбинская, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 3	ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S 600/5 Рег. № 69606-17	НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 234 ARTM КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	Устройство синхронизации времени УСВ-3 Рег. № 64242-16	—
2	ПС 220 кВ Ирбинская, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 7	ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S 600/5 Рег. № 69606-17	НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 234 ARTM КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19		—
3	ПС 220 кВ Ирбинская, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 18	ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S 600/5 Рег. № 69606-17	НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 234 ARTM КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19		—
4	ПС 220 кВ Ирбинская, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 27	ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S 600/5 Рег. № 69606-17	НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 234 ARTM КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19		—

Продолжение таблицы 2

ПС 220 кВ ЦОД, Ввод 220 кВ

ТГМ-220 УХЛ1

КТ 0,2S 400/5 Рег. № 59982-15

НАМИ-220 УХЛ1

КТ 0,5 220000/100 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Устройство синхронизации единого времени СВ-04

Рег. № 74100-19

Устройство сбора и передачи данных RTU-325S

Рег. № 88069-23

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 — Основные метрологические характеристики измерительных каналов

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности, (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %
1, 2, 3, 4	Активная Реактивная	1,3 2,1	2,0 3,8
5	Активная Реактивная	0,8 1,8	1,6 2,8
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % 1ном, cosф = 0,8 инд. 4. Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ±5 c.

Таблица 4 — Основные технические характеристики измерительных и информационных каналов

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов АИИС КУЭ	5
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С	от 99 до 101 от (2)5 до 120 0,9 от +18 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности: cos9 температура окружающей среды, °С: для ТТ и ТН для счетчиков для сервера БД	от 90 до 110 от (2)5 до 120 от 0,5 до 1 от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25

Продолжение таблицы 4

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
— средний срок службы, лет	30
Устройство синхронизации единого времени СВ-04: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
— средний срок службы, лет	25
Устройство синхронизации времени УСВ-3: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
— средний срок службы, лет	15
УСПД: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
— среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер БД: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	40000
— среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: Электросчетчики — тридцатиминутный профиль нагрузки, сут., не менее	45
— при отключении питания, год, не менее	10
Сервер БД: — хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с	±5

Надежность системных решений:

— защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

Регистрация событий:

— счетчика, с фиксированием событий:

— параметрирования;

— пропадания напряжения;

— коррекции времени в счетчике.

— сервера БД, с фиксированием событий:

— даты начала регистрации измерений;

— перерывы электропитания;

— программные и аппаратные перезапуски;

— установка и корректировка времени;

— нарушение защиты сервера;

— отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

— счетчика;

— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

— испытатльных коробок;

— сервера;

— УСПД;

— защита информации на программном уровне:

— результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

— установка пароля на счетчик;

— установка пароля на сервер;

— установка пароля на УСПД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	12
Трансформаторы тока	ТГМ-220 УХЛ1	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	3
Счётчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 234 ARTM	4
Счётчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Устройство синхронизации единого времени	СВ-04	1
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325S	1
Методика поверки	—	1
Паспорт	ПС 19-011-425210	1
Руководство по эксплуатации	РЭ 19-011-425210	1

Сведения о методах измерений

приведены в Приложении 1 «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергокомпания «Фарадей» для энергосбережения группы компаний Битривер» документа РЭ 19-011-425210 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергокомпания «Фарадей» для энергосбережения группы компаний Битривер. Руководство по эксплуатации».