министосгво пгомышлкнности И ТОРГОВЛИ

РОССИЙСКОЙ Ф1Д1РАПИН

___      ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росставдарт)

17.10.2016                                                  „  1562

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ООО «ИЦ Энергоучет» от 28 июля 2016 г. № 01-280716/АВВ приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди, зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 53904-13, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

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

  

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «17» октября 2016 г. №1562

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения «Ижора-Энергосбыт», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)

• - смежных субъектов оптового рынка;

• - предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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 КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-327 (№ 41907-09 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации системного времени УССВ на базе модуля коррекции времени МКВ-02Ц (№ 44097-10 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

Между уровнями ИИК и ИВКЭ организованы GSM каналы связи (GSM 900/1800), обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства ООО «Эльстер Метроника», № 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.

На уровне ИВК обеспечивается:

• - автоматический регламентный сбор результатов измерений;

• - автоматическое выполнение коррекции времени;

• - сбор данных о состоянии средств измерений;

• - контроль достоверности результатов измерений;

• -  восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

• - возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

• - хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

• - ведение нормативно-справочной информации;

• - ведение «Журналов событий»;

• - формирование отчетных документов;

• - передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

• - безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

• - конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

• - диагностику работы технических средств и ПО;

• - разграничение прав доступа к информации;

• - измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

• - отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

• - показатели режимов электропотребления;

• - максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

• -  допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

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. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

• - активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. УСПД осуществляет сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.

Сервер обеспечивает сбор измеренной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электроэнергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а так же сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального потребления.

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя модуль коррекции времени МКВ-02Ц, подключенного к УСПД. Коррекция времени УСПД производится по сигналам точного времени модуля МКВ-02Ц. Контроль рассогласования времени производится по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.

Коррекция времени счетчиков и сервера осуществляется от УСПД. Контроль рассогласования времени производится с интервалом 30 минут, коррекция осуществляется при наличии рассогласования, превышающего ±1 с.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±С П П5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

испытательной коробки;

• -  сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер.

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Пределы допускаемых относительных погрешностей приведены в таблицах 2 и 3. Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 4.

Таблица 2 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной электрической энергии и мощности),% в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 3 - Пределы относительных погрешностей ИК (измерения реактивной электрической

энергия и мощности),% в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Примечания:

• 1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

• 3. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) Ihom, cos q>D= 0,9 инд.;

• - температура окружающего воздуха (21 - 25) °C;

• - относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

• - атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

• - напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• - частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• - индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия:

• - параметры сети:

• - напряжение (0,9 -1,1) Uhom;

• - ток (0,05 -1,2) 1ном, 0,5 инд < cos <р □ □ □< 0,8 емк;

• - температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от 0 до плюс 35 °C; счетчиков электрической энергии 0 до плюс 35 °C;

• - относительная влажность воздуха до 98 % при температуре окружающего воздуха 30°С;

• - атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

• - напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• - частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• - индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной энергии;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Глубина хранения информации:

• - счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 5.

Таблица 5 - Комплект поставки средства измерений

осуществляется по документу ИЭС 1945РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 27.03.2013 г.

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 электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

• - для «АльфаЦЕНТР» - по документу ДЯИМ.466453.007 МП «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

• - для МКВ-02Ц - по документу «МС2.000.009 МП;

• - для RTU-327 по документу ДЯИМ.466215.007 МП;

Радиосервер точного времени, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 40586-12).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиосервером РСТВ-01.

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

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Измерения производятся в соответствии с документом: ИЦ 2016РД-12.02 ЭСУ.МИ-1 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди, аттестована ФГУП ВНИИМ им.Д.И. Менделеева. Свидетельство об аттестации № 761/2203-(01.00250)-2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии                          и                          мощности

ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди

• 1 ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

• 2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Закрытое акционерное общество «Ижора-Энергосбыт» (ЗАО «Ижора-Энергосбыт»)

ИНН 7817309342

Адрес: 196651, г. Санкт-Петербург, г. Колпино, ул. Финляндская, д.5

Тел.: (812) 339-30-45; Факс: (812) 339-30-42

E-mail : info@gsrenergy.ru

Модернизация системы проведена:

ООО «ИЦ «Энергоучет»

ИНН 7806482017

Адрес: 195176, г. Санкт-Петербург, ул. Панфилова, д. 28, Литер. А, Помещение 6-Н

Тел. (812) 493-39-32, Факс: 8 (812) 493-36-56

E-mail: 4933932@gmail.com

Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»

Адрес: 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3

Тел. 8 (8362) 41-20-18, Факс 41-16-94

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.

В части вносимых изменений:

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области» (ФБУ «Тест-С.-Петербург»)

Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1

Тел.: (812) 244-62-28, 244-12-75, Факс: (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа№ RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.