МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО       ___

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

6 декабря 2017 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) перекачивающих насосных станций АО «Красноярская теплотранспортная компания»

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 «ЭнергоСнабСтройСервис»от23 ноября2017 г. №202/2 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) перекачивающих насосных станций АО «Красноярская теплотранспортная компания», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 64873-16, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) оформить новое описание типа средства измерений.

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

  Заместитель Руководителя

Подлинник электронного документа, подписанного ЭГ1, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О'СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 0OE1036ECDC011E780DAE0071B1B53CD41 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 20.11.2017 до 20.11.2018

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) перекачивающих насосных станций АО «Красноярская теплотранспортная компания» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) УСПД RTU-325 и УСПД RTU-325L регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37288-08 (Per. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий каналообразующую аппаратуру, сервер АО «Красноярская теплотранспортная компания» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (один раз в 30 мин) и/или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

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 настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков.

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

На ПНС № 17, ПНС № 19 установлены УСПД, которые один раз в 30 минут опрашивают счетчики НИК № 39 - 46 и считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС) и радиоканалам опрашивает УСПД ИИК № 39 - 46 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по радиоканалам опрашивает счетчики ИИК № 1 - 38, 47 - 52 и считывает с них 30-минугные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется НКУ МС-225, созданное на основе УССВ-16 HV. НКУ МС-225 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и НКУ МС-225 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и НКУ МС-225 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и НКУ МС-225.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 39 - 46 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД ИИК № 39 - 46, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 39 - 46 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 39 - 46 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД ИИК № 39 - 46 происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК № 39 - 46, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД ИИК № 39 - 46 осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД ИИК № 39 - 46 на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 38, 47 - 52 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК № 1 - 38, 47 - 52, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 1 - 38, 47 - 52 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 38, 47 - 52 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АЛИС КУЭ

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

• 1 Погрешность измерений 6i(2)%p и 5i(2)%q для coscp-1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 8ц2)%р и §i(2)%q для cos<p<l,0 нормируется от 1г%.

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

• 3  В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98-Uhom до 1,02-Uhom;

сила тока от 1ном до 1,21ном, cos(p=0,9 инд; температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °C.

• 5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9 Ином до 1,1 -Ином; сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 13, 14, 31 - 34, 39, 41, 43, 45, 48, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 12,15 - 30, 35 - 38, 40, 42,44, 46,47,49 - 52; температура окружающей среды: для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 1 - 52 по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 38, 43,45, 47 - 52 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 39 - 42,44,46 по ГОСТ 26035-83;

• 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов; счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; счетчики СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов; счетчики СЭБ-1ТМ.02Д - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; счетчики ПСЧ-ЗТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; УСПД RTU-325, RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 2 часа;

для УСПД Тв < 2 часа;

для сервера Тв < 1 час;

для компьютера АРМ Тв < 1 час;

для модема Тв < 1 час.

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, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;

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 счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации: счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

счетчики электроэнергии ПСЧ-ЗТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

осуществляется по документу РТ-МП-3367-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) перекачивающих насосных станций АО «Красноярская теплотранспортная компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.07.2016 года.

Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

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

счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков ПСЧ-ЗТМ.О5М - по методике поверки АВЛГ.411152.138 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки АВЛГ.411152.146 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков СЭБ-1ТМ.02Д - по методике поверки ИЛГШ.411152.158РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2009 г.;

УСПД RTU 325, RTU325L-no методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Per. № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

приведены в аттестованном документе.

Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) перекачивающих насосных станций АО «Красноярская теплотранспортная компания». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0018/2016-01.00324-2011 от 06.06.2016г.

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

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

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

Акционерное общество «Красноярская теплотранспортная компания»

(АО «Красноярская теплотранспортная компания»)

ИНН 2460237933

Адрес: 660014, Россия, г. Красноярск, ул. Малаховская, д. 5

Юридический адрес: 660021, Россия, г. Красноярск, ул. Бограда, д. 144А

Телефон: +7 (391) 252-44-59

Факс: +7 (391) 264-34-75

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»

(ООО «ЭнергоСнабСтройСервис»)

ИНН 7706292301

Адрес: 600021, г. Владимир, ул.Мира, д. 4а, офис № 3

Юридический адрес: 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д. 4А, офис 204

Телефон: +7 (4922) 33-81-51, 34-67-26

Факс: +7 (4922) 42-44-93

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7(499) 129-19-11

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа№ RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.