МИНИСТЖГСТВО ПРОМЬППЛЖННОСТИ И ТОРГОВЛИ российской Фадгрдпии

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

30 ноября 2015 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11»

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 АО «Территориальная генерирующая компания № 11» от 29 октября 2015 г. № 29-20/2857 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений с сохранением регистрационного номера 55559-13, 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 электронно К» хранится а системе Чвг* документооборота Росст

  

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

Сертификат 2352EBED00020000E737 Владелец; Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 10.04.2015 по 10.04.2016 Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «30» ноября 2015 г. № 1491

«ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11» (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 средства измерений

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

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

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• - 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 трехуровневую структуру:

• - 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

• - 2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ);

• - 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

• - трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

• - трансформаторами напряжения (TH) и их вторичные цепи;

• - счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

• - устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется контроллер «СИКОН СЮ» (Госреестр № 21741-03);

• - каналы связи для передачи измерительной информации от ИИК в УСПД.

ИВК включает в себя:

• - сервер баз данных (сервер БД) на базе комплекса информационновычислительного «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 29484-05);

• - автоматизированные рабочие места.

В состав АИИС входят четыре ИВКЭ, объединяющих 88 ИИК ТИ. ИВКЭ-1 объединяет ИИК ТИ № 56, 57, 60, 62, 64 - 72, 74, 75, 77 - 84; ИВКЭ-2 объединяет ИИК ТИ № 1 - 10, 14 - 18, 20 - 28, 31, 32, 85; ИВКЭ-3 объединяет ИИК ТИ № 86 - 89, 90 - 100; ИВКЭ-4 объединяет ИИК ТИ №33 - 42, 47 - 55, 58, 59, 61, 63, 73, 76.

УСПД ИВКЭ-2, ИВКЭ-3 и ИВКЭ-4 подключены к УСПД ИВКЭ-1 посредством шины Profibus. При опросе УСПД ИВКЭ-2, ИВКЭ-3 и ИВКЭ-4 со стороны ИВК УСПД ИВКЭ-1 является маршрутизатором.

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.02М и ЕвроАЛЬФА, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются 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.

Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности и далее сохраняются в регистрах долговременной памяти.

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

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 ИВК. ИВК осуществляет сбор результатов измерений с ИВКЭ, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и TH, хранение в базе данных сервера БД.

На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:

• - ОАО «АТС»;

• - филиал ОАО «СО ЕЭС» Омское РДУ;

• - другим заинтересованным лицам.

Информационные каналы связи в АИИС организованы посредством

• - интерфейса RS-485 для связи ИИК с ИВКЭ

• - интерфейса RS-485 по протоколу Profibus для связи ИВКЭ-1 (головное УСПД) с ИВКЭ-2, ИВКЭ-3 и ИВКЭ-4;

• - интерфейса IEEE 802.1 по сети Ethernet для связи ИВКЭ с ИКМ «Пирамида».

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-1-01 (Госреестр №28716-05) осуществляет коррекцию часов ИКМ «Пирамида», который в свою очередь, осуществляет коррекцию часов УСПД-1, УСПД-2, УСПД-3 и УСПД-4. УСПД во время опроса счетчиков осуществляют сравнение шкалы счетчиков с собственной шкалой. И, если, расхождение составляет величину 2 с и более, УСПД синхронизируют часы счетчиков. В счетчиках типа СЭТ-4ТМ.02 и СЭТ-4ТМ.02М синхронизация осуществляется не чаще 1 раза в сутки.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Перечень ИК и состав измерительных компонентов ИК приведен в таблице 1.

Таблица 1. Перечень ИК и состав измерительных компонентов ИК

В ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава ИКМ«Пирамида». Метрологически значимая часть программного обеспечения и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.

Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».

Количество измерительных каналов...............................................

Границы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, активной и реактивной средней мощности при доверительной вероятности Р=0,951.............................................................

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, активной и реактивной средней мощности при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения.................................

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с.............................................................................................................

минут...................................................................................................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической

энергии, минут....................................................................................................................................30

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с

указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных........................................................

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет........................................................................................................

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ...................

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

• - температура окружающего воздуха (кроме ТТ и TH), °C...........

• - температура окружающего воздуха (для ТТ и TH), °C...............

• - частота сети, Гц...............................................................................

• - напряжение сети питания, В..........................................................

• - индукция внешнего магнитного поля, мТл..................................

Допускаемые значения информативных параметров:

• - ток, % от 1_Ном для ИК № 14, 16, 22, 23, 28, 34, 35, 36, 37,

38, 40, 41, 52 - 55, 57 - 63, 75, 76, 79 - 81, 89, 90, 92, 94, 96,

97, 98

88, 91, 93, 95, 99,100................................................................................................от 5 до 120

• - напряжение, % от U_HOm........................................................................................от 90 до 110

• - коэффициент мощности cos ср..........................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

• - коэффициент реактивной мощности, sin ср.....................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

АИИС допускает возможность включения дополнительных ИК, аналогичных по структуре существующим в АИИС. Допускается замена измерительных компонентов на измерительные компоненты утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем указано в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-11.

¹ Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Таблица 3. Границы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной (Ац/) и реактивной (ди?) энергии ИК АИИС

Таблица 4. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной      и реактивной (d'tZ) энергии ИК АИИС в

рабочих условиях применения

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «ВЭ.425210.055А.02-18ФО Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

осуществляется в соответствии с документом ВЭ4252Ю.055А.02-18Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11». Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» «21» августа 2013 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), клещи токовые АТК-1001 (Г. р. № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

• - измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

• - измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

• - счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональныеСЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

• - счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

• - счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», утвержденным ВНИИМ в 1998 г.;

• - контроллеров «СИКОН СЮ» - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН СЮ. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2003 г.

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11». Свидетельство об аттестации методики измерений № 130-01.00249-2013 от «21» августа 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11»

• 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 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;

• 5. ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;

• 6. ИЛГШ.411152.071 ТУ. Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Технические условия;

• 7. 4228-002-29056091-97ТУ. Счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАльфа. Технические условия;

• 8. ИЛГШ.411152.145ТУ. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Технические условия;

• 9. ВЭ.425210.055А.02-18. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Омской ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО «ТГК-11». Технорабочий проект.

Открытое акционерное общество «Энергосервис», адрес: 644035, Россия, г. Омск, Проспект Губкина, д. 7. ИНН 5501075944

Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»).

Аттестат аккредитации №30007-09.

Адрес: 630004 г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14,

факс (383)210-1360, E-mail:director@sniim.ru»

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому                                     С.С. Голубев

регулированию и метрологии

М.п.               «____»____________201_ г