Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергокомпания "Фарадей" для энергосбережения группы компаний Битривер
- ООО "Энергокомпания "Фарадей", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ: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.
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).
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;
- устройство синхронизации единого времени СВ-04 (зарегистрировано в ФИФ ОЕИ под № 74100-19), применяется для измерительного канала 5 согласно таблице 2.
У СВ-3 и СВ-04 ежесекундно посылают метку точного времени на сервер БД и при расхождении времени, для указанных измерительных каналов (далее - ИК), более чем на 1 секунду программное обеспечение УСВ-3 (СВ-04) производит синхронизацию часов сервера БД.
Сервер БД не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики уровня ИИК, при расхождении времени сервера и счетчиков более чем на 2 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 | ||||
| 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
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | 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, cos9 = 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 информационноизмерительной 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».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».