МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

26 декабря 2016 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

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 «Прософт-Системы» от 14 ноября 2016 г. № 2016-6409/1 и № 2016-6409/2 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 61580-15, 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.

  

  Заместитель Руководителя

  Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документодбмдпк

  

  ЙЖ.С.Голубев

Изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» (далее-АИИС КУЭ), входящая в состав автоматизированной системы информационного обеспечения (АСИО), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии переданной и потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

составление отчетов по суммарным данным с дискретностью 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут, сутки;

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

передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и смежным субъектам результатов измерений;

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;

диагностика и мониторинг метрологических характеристик системы; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

замещение отсутствующих данных в режиме реального времени довосстановление информации после устранения причин сбоев.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие

измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S,  0,5S,  0,5 по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа EPQS 122.21.12LL, EPQS 122.23.17LL, EPQS 122.23.27LL, Альфа А1800 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу). Состав измерительных каналов АИИС КУЭ указан в таблице 2.

• 2- й уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергоустановок (ИВКЭ), включают в себя локальные устройства сбора и передачи данных (УСПД) TK16L (регистрационный № 27781-04) и ARIS МТ200 (регистрационный № 53992-13), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных АПК «Телескоп*» (регистрационный № 19393-07), сервер базы данных (сервер БД) ПК «Энергосфера» (регистрационный № 31335-06), приемник сигналов точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи.

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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 1 с. Средняя активная (реактивная) мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 1 с, 30 мин.

Для ИК № 5-48 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы локального УСПД TK16L (уровень - ИВКЭ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК № 49, 50 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ARIS МТ200 (уровень - ИВКЭ), установленный на каждом энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (уровень - ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов: резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по выделенному каналу доступа в сеть Интернет через ЛВС филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) - приемник точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, от которого происходит коррекция времени сервера. Сервер ежесекундно сравнивает собственное время со временем УССВ, при превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера Сличение времени УСПД TK16L со временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. При расхождении времени более ±1 с сервер производит корретировку времени в УСПД TK16L. Сличение времени УСПД TK16L и счетчиков осуществляется каждые 30 минут. При расхождении времени УСПД TK16L и счетчиков более ±2 с УСПД TK16L производит корректировку времени в счетчиках.

Синхронизация времени в УСПД ARIS МТ200 осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/ОР8-приемнике в составе УСПД. Сравнение времени ГЛОНАСС/GPS со временем УСПД происходит непрерывно. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (но не реже одного раза в сутки), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на± 3 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входит программный модуль, указанный в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица ^-Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»

Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».

В АНИС КУЭ также используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора данных, ПО «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства сервера сбора данных АЛИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.04.

Уровень защиты ПО «ТЕЛЕСКОП+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий».

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчетные коэффициенты, которые используются для пересчета токов и напряжений, считанных со счетчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путем ограничения доступа - паролем, опломбированием УСПД и фиксацией изменений в журнале событий.

Конструкция АИИ КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (с разграничением прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Таблица 16 - Идентификационные данные ПО ПК «Телескоп+»

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2.

Примечания:

• 1 Номера точек измерений в описании типа указаны по порядку;

• 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 4 Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,98 Uhom до 1,02 Uhom; ток: от 1,01ном до 1,21ном, coscp - 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20+5) °C.

• 5 Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение: от 0,9 Uhom до 1,1 Uhom; ток: от 0,021ном до 1,21ном, 0,5 инд. < coscp < 0,8 емк.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 50 °C, для счетчиков EPQS от минус 40 до плюс 60 °C; для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °C; для УСПД TK16L от минус 40 до плюс 60 °C; для УСПД ARIS МТ200 от 0 до плюс 40 °C; и сервера от 10 до 30 °C;

• 6 Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном (для ИК №№ 12-31, 50) и 1=0,05 1ном (для ИК №№ 5-11, 32-49), coscp = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35 °C для ИК №№ 5-48; от плюс 5 до плюс 40 °СдляИК№№49, 50.

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

Границы относительной погрешности результата измерений активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов: трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ не менее Т_ер = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 2 ч;

электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 168 ч;

электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 12 ч;

УСПД ARIS МТ200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 12 ч;

сервер сбора и БД INTEL - среднее время наработки на отказ не менее Т = 104745 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания, включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источнков.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика: параметрирования;

• -   воздействия внешнего магнитного поля;

вскрытие счетчика;

• -   пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал событий УСПД:

даты начала регистрации изменений;

перерывов электропитания;

потери и восстановления связи со счетчиками; программных и аппаратных перезапусков; корректировки времени в УСПД и каждом счетчике; изменения ПО и перепараметрирования УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей; испытательных коробок;

- УСПД;

сервера БД; защита информации на программном уровне: результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

УСПД TK16L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

счетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

УСПД ARIS МТ200 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток; (при отключении питания - не менее 3 лет;

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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

В комплекте поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

осуществляется по документу МП 4222-2008АС02-5040099482-2015 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» в мае 2015 г.

Основные средств поверки:

трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

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

- электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;

электросчетчики Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011г., и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;

• - УСПД TK16L в соответствии с документом АВБЛ.468212.041 МП «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

• -   УСПД ARIS МТ200 в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2013 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под№ ФР.1.34.2015.22192.

Нормативные документы, устанавливающие требования к   системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергий филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

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.

ГОСТ 31819.23-2012    Аппаратура для измерения электрической энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА»)

ИНН 5040099482

Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28 Телефон: (499) 286 2610

Модернизация системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в части внесенных изменений проведена:

Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»

ИНН 6660149600

Адрес: 620062, г. Екатеринбург, пр. Ленина, д. 95, кв. 16

Телефон/факс: (343) 356-51-11 / (343) 310-01-06

Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)

Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134

Телефон: (846) 336 08 27

E-mail: smrcsm@saminfo.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №30017-13 от21.10.2013 г.

В части внесенных изменений:

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46

Телефон/факс: (495) 437 55 77 / 437 56 66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.