Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Второво
Номер в ГРСИ РФ: | 55506-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
55506-13: Описание типа СИ | Скачать | 97.2 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55506-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Второво |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1323 п. 36 от 11.11.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55506-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
55506-13: Описание типа СИ | Скачать | 97.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС 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 электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- 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, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счётчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), реализованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера» 7.0, сервер синхронизации времени.
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической энергии за интервалы времени 30 мин.
Таблица 1 - Состав ИК АИИС КУЭ
Канал измерений |
Технические средства | |||||||
Номе Р ИК |
Наименование присоединения |
Вид |
Фаза |
Обозначение |
№ в Госреестре СИ |
Класс точности |
Коэффициент трансформации | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | |
1 уровень - ИИК | ||||||||
1 |
ПС 110/10 кВ «Марьинка», ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 |
ТТ |
A |
ТБМО-110 УХЛ1 |
23256-05 |
0,5S |
200/5 | |
B |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
C |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
ТН |
A |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-03 |
0,2 |
110000/100 | |||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
_ | ||||
2 |
ПС 110/10 кВ «Марьинка», ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 |
ТТ |
A |
ТБМО-110 УХЛ1 |
23256-05 |
0,5S |
200/5 | |
B |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
C |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
ТН |
A |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-03 |
0,2 |
110000/100 | |||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
_ | ||||
3 |
ППС «Второво» КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.3 |
ТТ |
A |
ТЛМ-10-1(1) |
48923-12 |
0,5S |
50/5 | |
B |
ТЛМ-10-1(1) | |||||||
C |
ТЛМ-10-1(1) | |||||||
ТН |
A B C |
НАМИТ-10 УХЛ2 |
18178-99 |
0,5 |
10000/100 | |||
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
_ | ||||
2 уровень - ИВКЭ | ||||||||
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
28822-05 |
_ |
_ | ||||
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 | ||||||
3 У |
ровень - ИВК | |||||||
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
_ |
_ |
Цифровые сигналы с выходов счетчиков поступают на второй уровень АИИС КУЭ -в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, с помощью которого происходит хранение, накопление, подготовка и передача данных на третий уровень АИИС КУЭ - в сервер с ПК «Энергосфера» 7.0, с помощью которого осуществляются вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, архивирование и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный, сервер). Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC обеспечивается с помощью сервера синхронизации времени ССВ-1Г, который формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную отметку координированного времени UTC, полученного по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика.
Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и счетчиков. Коррекция часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 от устройства синхронизации времени УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 более чем на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки. В итоге расхождение часов любого компонента АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC не превышает ± 5 с.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- сервера.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- 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 обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и 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;
- обработка результатов измерений;
- автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» 7.0 |
Библиотека pso_metr.dll |
1.1.1.1 |
CBEB6F6CA69318BE D976E08A2BB7814B |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы допускаемой отн с доверительной ве |
юсительной погрешности роятностью 0,95, % | ||||
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||||
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01Ih< I < 0,02Ih |
± 1,74 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
0,02Ih < I < 0,05Ih |
± 1,55 |
± 2,47 |
± 4,66 |
_ |
_ |
_ | |
0,05Ih < I < 0,2Ih |
± 0,92 |
± 1,52 |
± 2,76 |
± 1,09 |
± 1,64 |
± 2,83 | |
0,21н < I < 1н |
± 0,69 |
± 1,05 |
± 1,89 |
± 0,90 |
± 1,21 |
± 2,00 | |
1н < I < 1,2Ih |
± 0,69 |
± 1,05 |
± 1,89 |
± 0,90 |
± 1,21 |
± 2,00 |
Продолжение таблицы 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, % | |||||
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||||
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,0Пн< I < 0,021н |
± 1,82 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
0,021н < I < 0,051н |
± 1,63 |
± 2,56 |
± 4,79 |
_ |
_ |
_ | |
0,051н < I < 0,21н |
± 1,05 |
± 1,66 |
± 2,96 |
± 1,20 |
± 1,77 |
± 3,03 | |
0,21н < I < 1н |
± 0,85 |
± 1,24 |
± 2,18 |
± 1,04 |
± 1,38 |
± 2,28 | |
1н < I < 1,2fa |
± 0,85 |
± 1,24 |
± 2,18 |
± 1,04 |
± 1,38 |
± 2,28 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы допускаемой отн с доверительной ве |
юсительной погрешности роятностью 0,95, % | ||
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||
cos ф = 0,8 sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 | ||
1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,0Пн < I < 0,02fa |
_ |
± 2,62 |
_ |
_ |
0,02fa < I < 0,05fa |
± 3,85 |
± 2,36 |
_ |
_ | |
0,05fa < I < 0,2Тн |
± 2,42 |
± 1,36 |
± 2,75 |
± 1,84 | |
0,2fa < I < fa |
± 1,63 |
± 1,05 |
± 2,09 |
± 1,62 | |
fa < I < 1,2fa |
± 1,63 |
± 1,05 |
± 2,09 |
± 1,62 | |
3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,0Пн < I < 0,02fa |
_ |
± 2,68 |
_ |
_ |
0,02fa < I < 0,05fa |
± 3,95 |
± 2,43 |
_ |
_ | |
0,05fa < I < 0,2fa |
± 2,58 |
± 1,49 |
± 2,90 |
± 1,93 | |
0,2fa < I < fa |
± 1,86 |
± 1,21 |
± 2,27 |
± 1,73 | |
fa < I < 1,2fa |
± 1,86 |
± 1,21 |
± 2,27 |
± 1,73 |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети:
- напряжение (220±4,4) В;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С;
- счетчиков: (23±2) °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст. или (100±4) кПа
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети:
- напряжение (0,9 - 1,1)Uh;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до 50 °С ;
для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети:
- напряжение (0,9 - 1,1)Uh;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10 до 35°С.
3нак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится вверху слева на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблицах 5-7.
Таблица 5 - Технические средства, входящие в состав АИИС КУЭ
Наименование и условное обозначение |
Количество |
Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформатор тока ТЛМ-10-1(1) |
3 |
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 |
1 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г |
2 |
Сервер с ПК «Энергосфера» 7.0 |
1 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
1 |
Таблица 6 - Программное обеспечение, входящее в состав АИИС КУЭ
Наименование |
Количество |
Microsoft SQL Server 2012 |
1 |
ПК «Энергосфера» 7.0 |
1 |
Таблица 7 - Документация на АИИС КУЭ
Наименование и условное обозначение |
Количество |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». 2154П-13 00.02 ЭСУ.ТП. Технический проект |
1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Руководство пользователя |
1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Инструкция по формированию и ведению базы данных |
1 |
Продолжение таблицы 7 - Документация на АИИС КУЭ
Наименование и условное обозначение |
Количество |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Инструкция по эксплуатации |
1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Формуляр |
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика поверки |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55506-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 4 октября 2013 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика измерений».
Нормативные документы
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 к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.