Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2018 г. №916

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте по запросу от аппаратно-программного комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);

- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:

• 1-ый уровень системы - состоит из 3-х информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности K = 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности K = 0,5 или K = 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 K = 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и Кт = 0,5 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;

• 2-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;

• 3-ий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (ИКМ), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной 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 московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и журнала событий.

Далее ИКМ «Пирамида» Нового блока Абаканской ТЭЦ при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и передачу поступающей информации на сервер БД по каналу связи сети Ethernet. Из сервера БД информация по корпоративной сети передачи данных передаётся в ИВК АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Далее ИВК АО «Енисейской ТГК (ТГК-13)» осуществляет хранение данных, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации, подписанной электронно-цифровой подписью Коммерческому оператору и другим организациям-участникам оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Часы УСВ-3 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. Синхронизация часов ИВК осуществляется по часам подключенного к нему УСВ-3 непрерывно, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК с часами УСВ-3 более чем на ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 60 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±2 с. По часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется один раз в 60 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

АИИС КУЭ функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида 2000», входящего в состав АИИС КУЭ.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует. ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

• - поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

• - функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

• - формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

• - поддержку СОЕВ;

• - решение конкретных технологических и производственных задач пользователей. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в таблице 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в таблице 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной

энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети ² % ⁽⁶2 %P^{, 6}2%q), ⁵ % ⁽⁶5%P^{, 6}5%q), ²⁰ % ⁽⁶20%P^{, 6}20%Q^{) и 100}% (Sioo%p, ⁶100%Q^{) от 1}ном^;

W^_M - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WpI2%, WQI2%), 5% (WpI5%, WQI5%), 2o% (WPI2o%, WQI2o%), ioo% (WPIioo%, WQIioo%) и 120% (WPIi2o%, WQIi2o%).

Примечания:

• 1 Характеристики относительной погрешности АИИС КУЭ даны для измерения приращения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

• 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-ветствующие вероятности 0,95.

• 3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

• 4 Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  20±5 °С

  1±0,2 1ном

  1±0,02 ином

  0,5 инд. - 1 - 0,5 от 49 до 51

• - температура окружающего воздуха

• - сила тока

• - напряжение

  емк.

• - коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 5 Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

  от -40 до +50 от -40 до +70 от Iмин до 120

  от 90 до 110 0,5 инд. - 1 - 0,8 от 49 до 51

• - температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

• - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

• - сила тока, % от номинального (1_ном)

• - напряжение, % от номинального (U_HOM)

  емк.

• - коэффициент мощности (cos ф)

• - частота питающей сети, Гц

• 6 Погрешность в рабочих условиях указана:

• - для I от 0,02 1ном до 1,2 1ном;

• - для cos ф от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.

- для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

• 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на анало-логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-численных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

• - трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы = 30 лет;

• - счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы = 32 года.

• - УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления t_e = 2 ч;

• - сервер - коэффициент готовности не менее К_Г = 0,999, среднее время восстановления t_e = 1 ч;

• - СОЕВ - коэффициент готовности не менее К_Г = 0,999, среднее время восстановления t_e = 2 ч. Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи. Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

• - параметрирования,

• - корректировки системного времени,

• - отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

• - б) в журнале событий УСПД:

• - параметрирования,

• - пропадания и включения питания

• - изменения даты и времени

в) в журнале событий ИВК:

• - несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

• - потери и восстановления связи со счетчиками и УСПД,

• - корректировки системного времени (расписание).

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой спереди;

• - путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

• - путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;

• - путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б) защита информации на программном уровне:

• - установка паролей на счетчиках. УССВ, сервере БД, АРМ;

• - разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;

• - регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

• - защита результатов измерений при передаче.

Глубина хранения информации:

• - счетчик - 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 средств измерений - не менее 3,5 лет.

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

осуществляется по документу 07-45/016 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», утвержденному ФБУ «Красноярским ЦСМ» 18.12.2013 г.

Основные средства поверки:

• - трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

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

• - вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки , изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

• - переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы.

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 07.01.00291.002-2013 от 30.12.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»

ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»

ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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».

ООО «Техпроминжиниринг»

ИНН 2465209432

Адрес: 660127. г. Красноярск, ул. Ястынская, дом 19 «А», помещение 216

Тел./факс: (391) 206-86-63, 206-86-64, 206-86-65

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае (ФБУ «Красноярский «ЦСМ»)

Адрес: 660064, г. Красноярск, ул. Академика Вавилова, 1а

Телефон (391) 236-30-80

Факс (391) 236-12-94

Web-сайт: www.krascsm.ru

Е-mail: csm@krascsm.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Красноярский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311536 от 26.02.2016 г.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

15 мая 2018 г.                                               № 916______

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 54502 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» и внесении изменений в описание типа

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 обращениями ООО «Техпроминжиниринг» от 13 апреля 2018 г. № 28/18-1398 и № 28/18-1399 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 56820-14, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу. Установить поверку по документу 07-45/016 МП с Изменением № 1.

• 2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 54502 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56820-14, в связи внесением изменений в документ на методику поверки.

• 3.  Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.

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

Заместитель Руководителя

Л

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

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: OOE1036ECDC011E780DAE0071B1B53CM1 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 20.11.2017 до 20.11.2018 ________ J