Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 52786-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 025. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
52786-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 025
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи: – автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; – периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергиис заданной дискретностью учета (30 мин.); – автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; – предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, даннымо состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников оптового рынка электроэнергии; – диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; – конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; – автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,5; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики типа Альфа А1800 класса точности 0,5S для активной электроэнергии и 1,0 для реактивной электроэнергии. 2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325». 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ. 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 электроэнергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электроэнергии вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин. Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии измерительных каналов (ИК) 1-14 поступают непосредственно на сервер БД АИИС КУЭ с применением GSM-роутеров. Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии ИК 15-26 по проводным линиям связи (RS-485) поступают на входы УСПД, с помощью которых осуществляется хранение и передача результатов измерений с помощью GSM-роутеров на сервер БД АИИС КУЭ. Для этого используется зашифрованный канал телефонной сети существующей сотовой связи стандарта GSM. На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка результатов измерений, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС» и в организации – участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ по каналу связи через интернет-провайдера с использованием средств электронной цифровой подписи. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS, установленного на 3-м уровне – уровне ИВК. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени и введение поправки часов сервера БД АИИС КУЭ при рассогласовании шкалы времени сервера БД АИИС КУЭ и шкалы времени UTC, большем ± 1 с. Введение поправки часов УСПД производится сервером БД АИИС КУЭ автоматически один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ± 2 с. Введение поправки часов счетчиков ИК 15-26 осуществляет УСПД один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ±2 с. Введение поправки часов счетчиков ИК 1-14 производится непосредственно сервером БД АИИС КУЭ один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ±2 с. Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке. Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием: – электросчетчика; – промежуточных клеммников вторичных цепей; – испытательной коробки; – УСПД; – сервера БД. Защита информации на программном уровне обеспечивается: – установкой пароля на счетчик; – установкой пароля на УСПД; – установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей; – возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.
Программное обеспечениеФункции программного обеспечения (метрологически не значимой части): – периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут); – автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»; – автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии; –  возможность использования средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО)); – предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным; – сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания; – возможность передачи результатов измерений в ОАО «АТС» и другим субъектам оптового рынка электроэнергии, заинтересованным в получении результатов измерений; – автоматический сбор данных о состоянии средств измерений; – обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на программном уровне (установка паролей и т.д.); – диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ. Функции программного обеспечения (метрологически значимой части): – конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных; – обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД; – автоматическая синхронизация времени. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспеченияИдентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентифика-ционный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО «Альфа ЦЕНТР»Драйвер чтения данных из файла ameta.exe3.25.0.086F2A5ACD9F5B4D2 1BE740CEFFA6B61Emd5
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.
№ точ-ки из-ме-ре-нийНаимено-ваниеобъектаСостав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре ФИФ РФ)Вид электро-энергииМетрологическиехарактеристики ИК
Районная котельная №1 Ввод 1 6 кВ Ф 725ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S №25433-08ЗНОЛП- ЭК-10 6000/√3: 100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06-Актив-ная, Реак-тивная± 1,2 ± 2,7± 3,4 ± 6,4
Районная котельная №1 Ввод 2 6 кВ Ф 726ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S №25433-08ЗНОЛП- ЭК-10 6000/√3: 100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №1 ТК-3305А (ООО  «ЛУКОЙЛ-ТТК»)--А1820RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-11
Районная котельная №1 Станция сотовой связи TELE-2ТОП-0,66 20/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №2 1 с.ш. 6 кВ, РП-27(сети ОАО «Донэнерго») (сбор информации с узлов учета)ТПОЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 №1261-59НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 №16687-02А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-11-Актив-ная, Реак-тивная± 1,2 ± 2,7± 3,2 ± 5,4
Районная котельная №2 2 с.ш. 6 кВ, РП-27(сети ОАО «Донэнерго») (сбор информации с узлов учета)ТПОЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 №1261-59НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 №16687-02А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-11
Районная котельная №2 Тепловой район Западный (ООО «ЛУКОЙЛ-ТТК»)Т-0,66 100/5 Кл.т 0,5 №29482-07-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 Ввод 1 6 кВ Ф 24-45ТЛП-10-3 600/5 Кл.т. 0,5S №30709-08ЗНОЛП-ЭК-10 6000/√3:100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 Ввод 2 6 кВ Ф 24-16ТЛП-10-3 600/5 Кл.т. 0,5S №30709-08ЗНОЛП-ЭК-10 6000/√3:100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06-Актив-ная, Реак-тивная± 1,2 ± 2,7± 3,4 ± 6,4
Районная котельная №3 Ввод 1 10 кВ Ф 43-ф3ТЛП-10-5 400/5 Кл.т. 0,5S №30709-08ЗНОЛП-ЭК-10 10000/√3: 100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 Ввод 2 10 кВ Ф 42-ф10ТЛП-10-5 400/5 Кл.т. 0,5S №30709-08ЗНОЛП-ЭК-10 10000/√3: 100/√3 Кл.т. 0,5 №40014-08А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 ООО «РЭСР»ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 Тепловой район Северный ввод №1 (ООО «ЛУКОЙЛ-ТТК»)ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №3 Тепловой район Северный ввод №2 (ООО «ЛУКОЙЛ-ТТК»)ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06-Актив-ная, Реак-тивная± 0,9 ± 2,0± 3,3 ± 6,3
Районная котельная №4 Ввод 1 10 кВ от Ф 40-40ТЛП-10-5 200/5 Кл.т. 0,5S №30709-08НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 №355-49А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06RTU-325 №37288-08
Районная котельная №4 Ввод 2 10 кВ от Ф 40-30ТЛП-10-5 200/5 Кл.т. 0,5S №30709-08НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 №355-49А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №4 Станция сотовой связи TELE-2ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №4 Станция сотовой связи Мегафон ввод 1ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №4 Станция сотовой связи Мегафон ввод 2ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06RTU-325 №37288-08Актив-ная, Реак-тивная± 0,9 ± 2,0± 3,3 ± 6,3
Районная котельная №4 Станция сотовой связи Скайлинк ввод 1ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Районная котельная №4 Станция сотовой связи Скайлинк ввод 2ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Централь-ная котельная Ввод 6 кВ ПФ-1ТПОФ-10 750/5 Кл.т. 0,5 №518-50НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 №46786-11А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06RTU-325 №37288-08
Централь-ная котельная Ввод 6 кВ ПФ-2ТПОФ-10 750/5 Кл.т. 0,5 №518-50НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 №46786-11А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Централь-ная котельная ТСН-1ТПФ-10 400/5 Кл.т. 0,5 №517-50НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 №46786-11А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
Централь-ная котельная ТСН-4ТПФ-10 400/5 Кл.т. 0,5 №517-50НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 №46786-11А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06RTU-325 №37288-08Актив-ная, Реак-тивная± 1,2 ± 2,7± 3,2 ± 5,2
Централь-ная котельная ТК-801 (ООО  «ЛУКОЙЛ-ТТК»)ТОП-0,66 30/5 Кл.т. 0,5S №15174-06-А1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №31857-06
3 уровень – ИВК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ, АРМ, ПО и УССВ
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой); 2. В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала относительной погрешности, соответствующие вероятности 0,95; 3. Нормальные условия: – параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos( = 0,9 инд.; – температура окружающей среды (20 ( 5) (С. 4. Рабочие условия: – параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,02 – 1,2) Iном; – допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70°С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до +65°С; для УСПД «RTU-325» от 0 до +70°С. 5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02Iном, cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до +35°С (в помещении) и от 0 до +40°С (на улице). 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC± 5 с. Надежность применяемых в системе компонентов: счётчик электроэнергии – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч; сервер – коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 146 116 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч. Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания; резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания. Глубина хранения информации: счетчик электроэнергии – глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, не менее 1200 дней; при отключении питания - не менее 30 лет; УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не менее 5 лет. ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматическая). 3нак утверждения типа
КомплектностьКомплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» приведена в разделе 4 паспорта-формуляра «АИИС КУЭ районных котельных 1, 2, 3, 4 и центральной котельной ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Паспорт-формуляр. ТХНС 31066.00-ФО».
Поверкаосуществляется по документу МП 52786-13 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25 января 2013 г. Рекомендуемые средства поверки: – мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.; – радиочасы РЧ-011/2.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго»: 1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия 2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительООО «Ростовналадка» Адрес: 344103, г. Ростов-на-Дону, пер. Араратский, 21. Тел: (863) 295-99-55 Факс: (863) 300-90-33
Испытательный центрГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ») Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.