Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 64881-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва.

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 (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети 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 (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети 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
64881-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Агентство энергетических решений", г.Москва
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.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: Первый уровень – измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту – Счетчики) и вторичные измерительные цепи. Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL20 с установленным серверным программным обеспечением ПО "Энергосфера", устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (госреестр № 51644-12), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение. АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода; периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений; хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа; обработка, формирование и передача результатов измерений в ХML-формате по электронной почте ОАО «АТС» и внешним организациям с электронной подписью; предоставление дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности; 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ) при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений; передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК. Принцип действия: Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сети Ethernet (счетчик – каналообразующая аппаратура – сервер ИВК) и/или сотовой GSM связи (GPRS соединение). На верхнем – втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМL. Результаты измерений по электронной почте передаются ОАО «АТС» и внешним организациям; электронный документ с результатами измерений подписывается электронной подписью на почтовом сервере в корпоративной вычислительной сети ОАО «Фортум» ответственным сотрудником исполнительного аппарата ОАО «Фортум». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-3. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-3 происходит каждый час. Ход часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на± 2 с. Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера». Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПОПО «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО (MD5)CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Другие идентификационные данные pso_metr.dll
Граница интервала допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения. Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов. ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИКНаименование ИКСостав измерительных каналовСервер
123456
1ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 5ТВК-10кл.т 0,5Ктт = 300/5Госреестр № 8913-82НТМИ-10-66У3кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-69СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12HP Proliant DL20
7ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 7ТВЛМ-10кл.т 0,5Ктт = 150/5Госреестр № 1856-63НТМИ-10-66У3кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-69СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
2ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 4ТВЛМ-10кл.т 0,5Ктт = 300/5Госреестр № 1856-63НТМИ-10-66У3кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-69СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
Продолжение таблицы 2
123456
8ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 10ТЛК-СТкл.т 0,5SКтт = 300/5Госреестр № 58720-14НТМИ-10-66У3кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-69СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12HP Proliant DL20
3ПС 220/110/10 кВ "Ожогино", РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. № 31ТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,5SКтт = 400/5Госреестр № 32139-06НАМИ-10-95УХЛ2кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 20186-05СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Госреестр № 27524-04
4ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 1ТПОЛ-10кл.т 0,5Ктт = 600/5Госреестр № 1261-59НТМИ-10кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-53СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
5ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 8ТПОЛ-10кл.т 0,5Ктт = 600/5Госреестр № 1261-59НТМИ-10кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-53СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
6ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 5ТПОЛ-10кл.т 0,5Ктт = 600/5Госреестр № 1261-59НТМИ-10кл.т 0,5Ктн = 10000/100Госреестр № 831-53СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
9ПНС-3, ВРУ-0.4 кВ, 2 СШ 0.4 кВ, 1 ЩСУ, пан. 7ТТИкл.т 0,5Ктт = 800/5Госреестр № 28139-07-СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
10ПНС-3, ВРУ-0.4 кВ, 1 СШ 0.4 кВ, 1 ЩСУ, пан. 3ТТИкл.т 0,5Ктт = 800/5Госреестр № 28139-07-СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Госреестр № 36697-12
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИКcosφГраницы интервалов допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
1, 2, 4 – 7(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±2,2±1,7±1,5
Продолжение таблицы 3
123456
3, 8(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±2,4±1,7±1,5±1,5
9, 10, (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)1,0-±2,1±1,5±1,4
Номер ИКcosφГраницы интервалов допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
1, 2, 4 – 7(Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±7,4±5,2±4,2
3, 8(Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±7,4±5,2±4,6±4,2
9, 10, (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)0,9-±7,3±5,0±4,0
Примечания: Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. Нормальные условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3: напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном; сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos(=0,9 инд; температура окружающей среды: от 15 до 25 (С. Рабочие условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3: напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном; сила тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИК № 1, 4 - 10 и от 0,01·Iном до 1,2·Iном для ИК № 2, 3; температура окружающей среды: для счетчиков от + 10 до + 35 (С; для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы тока соответствуют ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения соответствуют ГОСТ 1983-2001, счетчики соответствуют ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем 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. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 – активная, реактивная. Уменьшение количества измерительных каналов не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ в целом, не требует внесений изменений в документацию, оформляется техническим решением путем их учета в технических актах (ТА) предприятия-владельца АИИС КУЭ. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) – среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов; счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; устройство синхронизации времени УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов; ИВК – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования: для счетчиков электрической энергии Тв ≤ 72 часа; для сервера 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, сервере ИВК; организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче. Наличие фиксации в журнале событий счетчиков времени и даты следующих событий: фактов параметрирования счетчиков электрической энергии; фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения; формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики; перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления; фактов коррекции шкалы времени. Ведение журнала событий ИВК с фиксацией следующих событий: изменение значений результатов измерений; изменение коэффициентов ТТ и ТН; факт и величина синхронизации (коррекции) шкалы времени; пропадание питания; замена счетчика; полученные «Журналы событий» от ИК. Возможность коррекции шкалы времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – составляет 114 суток; сохранность данных при отключении питания – не менее 40 лет; счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – составляет 113,7 суток; сохранность данных при отключении питания – не менее 40 лет; ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ Наименование Тип Количество шт. 1 Трансформатор тока ТВК-10 2 2 Трансформатор тока ТВЛМ-10 4 3 Трансформатор тока ТЛК-СТ 2 4 Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 2 5 Трансформатор тока ТПОЛ-10 6 6 Трансформатор тока ТТИ 6 7 Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 2 8 Трансформатор напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 1 9 Трансформатор напряжения НТМИ-10 2 10 Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М 9 11 Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 1 12 Сервер ИВК HP Proliant DL20 1 13 ПО (комплект) ПО «Энергосфера» 1 14 УССВ УСВ-3 1 15 Паспорт – формуляр 12852430.АЭР.021.ФО 1
Поверкаосуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные программного обеспечения сервера ИВК указаны в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ. Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке. Основные средства поверки: для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»; для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.; для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) – по документу «Методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.; для устройства синхронизации времени УСВ-3 – по документу «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы «ГЛОНА́СС»/Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по МИ 3000-2006. термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети 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». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ЗаявительООО «Агентство энергетических решений» ИНН 7722771911 Юридический адрес: 111116, г. Москва, ул. Лефортовский вал, д. 7Г, стр. 5 Телефон: (499) 681-15-52
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва») Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Телефон: (495) 544-00-00 Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA. RU.310639 от 16.04.2015 г.