МИНИСТКРСТЭО ПРОМЫШЛКННОСТИ ИТОРГОИЛИ российской мдсрацни

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росспшдарт)

О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную , информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ»

Во исполнение приказа Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и ' метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», зарегистрированного в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. №   29940, в связи с обращением

ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» от 1 марта 2016 г. № 39/03 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 59743-15, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

  Подлинник электронного документа, подписанного хранится в системе электронного документооборот Федерального агентства по техническому __________регулированию и метрологии._____

  

  внешних /г

  связей

  С .Голубев

  Заместитель Руководителя

  Федерального агентства

Управление административной ^Я1 работы и

Приложение

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии от «26» мая 2016 г. № 671

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (далее по тексту -ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - TH), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту- ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту-Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -ИВК), который включает в себя сервер сбора и хранения баз данных (далее по тексту -сервер), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера используется компьютер на базе серверной платформы HP Proliant DL160 G6 с программным обеспечением «ISKRAMATIC SEP2W».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - выполнение измерений 30-мин. приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

• - хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение 3,5 лет;

• - обеспечение ежесуточного резервирования баз 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;

• - передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

• - предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны программно-аппаратного комплекса Коммерческого оператора (ПАК КО);

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• - диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Измерения активной и реактивной электроэнергии основаны на преобразовании тока и напряжения с последующим измерением и интегрированием по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точки измерения) за получасовой интервал времени и приведением фактических измеренных величин к действительным значениям путем масштабирования (перемножения на коэффициенты трансформации трансформаторов). Преобразование тока и напряжения осуществляется при помощи измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. Измерение и интегрирование по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) осуществляется при помощи счетчиков серии МТ (Госреестр № 23306-02, модификация MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2, далее по тексту-МТ851) с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающих измерительные сигналы, которые используют для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения, передачи и отображения данных об электроэнергии. Конечная информация для целей учёта электроэнергии, потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ), происходит на сервере в программном комплексе АИИС КУЭ путем умножения измеренных счетчиком значений (именованных величин) за учётный период на коэффициенты трансформации ТТ (Кп) и TH (Ктн)-

ТТ и TH, включенные в цепи нагрузки, приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. Аналоговые сигналы от ТТ и TH поступают на счетчики электроэнергии серии МТ851.

Счетчики серии МТ851 измеряют с привязкой к единому календарному времени мгновенные значения следующих физических величин: активной, реактивной и полной мощности, обеспечивают учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии и ведение «Журнала событий», атак же измеряют календарное время и интервалы (промежутки) времени.

Счетчики серии МТ851 ведут восьмиканальный независимый массив профиля мощности с программируемым временем интегрирования 30 мин для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Интервал времени интегрирования активной и реактивной мощности прямого и обратного направления в счетчиках серии МТ851 установлен равным 30 мин.

Измеренные величины активной и реактивной мощности прямого и обратного направления автоматически записываются в энергонезависимую память массивов профилей мощности счетчиков серии МТ851.

Данные со счетчиков серии МТ851 передаются по запросам на сервер. Прием запросов и передача данных со счетчиков производится посредством проводных линий связи по интерфейсу RS-485. Идентификация счетчиков серии МТ851 осуществляется по индивидуальному сетевому адресу. Для получения информации со счетчиков, сервер через модем формирует запрос на терминал типа P2S, терминал в свою очередь перенаправляет запрос на счетчик с нужным адресом. Сервер является ведущим, а счетчики серии МТ851-ведомыми при опросе. Сервер автоматически, в заданные интервалы времени, производит опрос счетчиков серии МТ851. Сразу по поступлению данных измерений и записей «Журналов событий», они записываются в базу данных сервера, которая сохраняется на жесткий диск сервера.

Сервер посредством программы «SEP2 DbManager», входящей в программный пакет «Iskramatic SEP2W», приводит фактические измеренные величины к действительным значениям путем масштабирования (перемножения на коэффициенты трансформации) и сохраняет действительные значения в базе данных сервера.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера осуществляется через сеть Ethernet. Информация передается автоматически по запросам, поступающим с АРМ операторов. По каналам сети Интернет обеспечивается передача информации Коммерческому оператору, региональный филиал ОАО «СО ЕЭС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Результаты измерений и состояние средств измерений (журналы счетчиков) по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице 2.2, организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК ГУП «ЛПЗ» в виде XML-макетов 80020 и 80030, и записываются в общий сервер объединенной базы данных ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ».

АРМ энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ» и формирует отчеты в формате XML, подписывает ЭЦП и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Синхронизация (коррекция) часов в АИИС КУЭ осуществляется программным способом по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию шкалы времени сервера и коррекцию часов счётчиков по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр №41681-10).

При реализации этого алгоритма специальная программа «Программный модуль У СВ», установленная на ИВК, в соответствии с заданным расписанием (не менее 1 раза в 5 секунд), производит отправку запросов на получение значения точного времени от У СВ-2, проверяет системное время ИВК и при расхождении производит коррекцию шкалы времени сервера.

Синхронизация (коррекция) часов счетчиков производится программой SEP2 Collect по отдельному расписанию. ИВК посылает специальный запрос на конкретный счетчик. Получив ответ, ИВК вычисляет разницу во времени между своими часами (системным временем) и часами счетчика. В случае, если расхождение показаний часов превышает ± 1 с, производится коррекция часов счётчика. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ установлено программное обеспечение в состав которого входит: операционная система MS Windows Server 2008 Standard;

целевой сборник программных пакетов «ISKRAMATIC SEP2W»; программный модуль У СВ

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «ISKRAMATIC SEP2W» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений высокий по Р 50.2.77-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.1 таблица 2.1- Состав измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ

X

О to

X*. О to

DQ X

X>-

LA to

&Q X

to to о

to to X» X»

I о X*

о

I ос Ch

О

> ОД

io¹

S

to to о

ОО о -U

43* О 4^

ЗС

43

04

О LA

00

i©* to OO

4з*

to to •o

LA

I

о

я ***^

О

© ©

о

Перечень измерительных каналов ( диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде XML-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ГУП «ЛПЗ» приведен в таблице 2.2

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3 таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение от 0,98 Uhom до 1,02-Uhom;

• - сила тока от 1ном до 1,2 ■ Ihom, coscp=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °C.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• - напряжение питающей сети 0,9Uhom до 1,1 Uhom;

• - сила тока от 0,05 1ном до 1,21ном;

• - температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;

• - для P2S от 0°С до плюс 50°С;

• - для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001.

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной энергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчиков электроэнергии МТ851- среднее время наработки на отказ не менее 1 847 754 часов;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее 20 000 часов.

• - У СВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов.

• - терминал связи Iskraemeco POREG P2S - среднее время наработки на отказ не менее 2 196 237 часов.

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

• - для счетчиков Тв < 168 часов;

• - для сервера Тв < 1 час;

• - для СОЕВ Тв < 168 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере;

• -  организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• - фактов параметрирования;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - счетчики электроэнергии МТ851 - профиль мощности при времени интегрирования 30 мин- 94,2 сут.;

• - ИВК-хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений при отключении питания - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульном листе паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 1980/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 03.12.2014 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки:

• - для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

• - для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

• - для счётчиков статических трехфазных переменного тока активной и реактивной энергии многофункциональных МТ851 - по документу ГОСТ 8.584-2004;

• - радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

• - термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП «ЛПЗ».Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №1414/550-01.00229-2014 от 26.11.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

• 1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

• 2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

• 3.  ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

• 4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

• 5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

• 6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

• 7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Изготовитель

ООО «ИСКРЭН»

Адрес: 117292, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 7, корп. 2, офис 18 Телефон: (495) 663-77-47, e-mail: office@dizage.ru , ИНН 7726531942

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва») 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31.Телефон: (495) 544-00-00 Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.