Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Любань

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55507-13
Производитель / заявитель: ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Любань поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55507-13: Описание типа СИ Скачать 96.1 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55507-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Любань
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 55507-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1323 п. 37 от 11.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань» (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.

Канал измерений

Т ехнические средства

Номер

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

ППС «Любань» КРУ-10 кВ, яч. №2, ТСН-1

ТТ

A

Т-0,66

22656-07

0,5S

50/5

B

Т-0,66

C

Т-0,66

ТН

A

B

C

-

-

-

-

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.08

36697-12

0,2S/0,5

-

2

ППС «Любань» КРУ-10 кВ, яч. №25, ТСН-2

ТТ

A

Т-0,66

22656-07

0,5S

50/5

B

Т-0,66

C

Т-0,66

ТН

A

B

C

-

-

-

-

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.08

36697-12

0,2S/0,5

-

3

ППС «Любань» КРУ-10 кВ, Ввод №1, яч. №4

ТТ

A

ТПОЛ-10

1261-02

0,5

200/5

B

ТПОЛ-10

C

ТПОЛ-10

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

18178-99

0,5

10000V3/100V3

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

-

4

ППС

«Любань» КРУ-10 кВ, Ввод №2, яч. №23

ТТ

A

ТПОЛ-10

1261-02

0,5

200/5

B

ТПОЛ-10

C

ТПОЛ-10

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

18178-99

0,5

10000V3/100V3

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 уровень - 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 со 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

Идентификацион

-ное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификаци онный 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

СБЕБ6Р6СА69318БЕ

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 относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos j = 1,0

cos j =

0,8

cos j = 0,5

cos j = 1,0

cos j =

0,8

cos j = 0,5

1-2

(ТТ 0,5S; ТН нет; Сч 0,2S)

0,011н < I < 0,021н

± 1,73

-

-

-

-

-

0,021н < I < 0,051н

± 1,53

± 2,45

± 4,63

-

-

-

0,051н < I < 0,21н

± 0,90

± 1,49

± 2,69

± 1,07

± 1,61

± 2,77

0,21н < I < 1н

± 0,65

± 1,00

± 1,80

± 0,88

± 1,17

± 1,91

1н < I < 1,2Iн

± 0,65

± 1,00

± 1,80

± 0,88

± 1,17

± 1,91

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 j = 1,0

cos j =

0,8

cos j = 0,5

cos j = 1,0

cos j =

0,8

cos j = 0,5

3-4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,051н < I < 0,21н

± 1,78

± 2,88

± 5,42

± 1,87

± 2,94

± 5,46

0,21н < I < 1н

± 1,05

± 1,60

± 2,93

± 1,20

± 1,71

± 3,00

1н < I < 1,21н

± 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 j = 0,8 sin j = 0,6

cos j = 0,5 sin j = 0,87

cos j = 0,8 sin j = 0,6

cos j = 0,5 sin j = 0,87

1-2

(ТТ 0,5S; ТН нет; Сч 0,5)

0,011н < I < 0,021н

-

± 2,60

-

-

0,021н < I < 0,05Iн

± 3,82

± 2,34

-

-

0,05Iн < I < 0,2Iн

± 2,37

± 1,33

± 4,05

± 3,38

0,2Iн < I < Iн

± 1,55

± 1,01

± 3,53

± 3,26

Iн < I < 1,2Iн

± 1,55

± 1,01

± 3,53

± 3,26

3-4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Iн < I < 0,2Iн

± 4,44

± 2,51

± 4,63

± 2,8

0,2Iн < I < Iн

± 2,42

± 1,49

± 2,75

± 1,93

Iн < I < 1,2Iн

± 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 °С 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)Ин;

-    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)Ин;

-    частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от 10 до 35°С.

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 Т-0,66

6

Трансформатор тока ТПОЛ 10

6

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М.08

2

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 «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Технический проект. ВЛСТ 912.05.000.ТП

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Руководство пользователя. ВЛСТ 912.05.000.И3

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Инструкция по формированию и ведению базы данных. ВЛСТ 912.05.000. И4

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Инструкция по эксплуатации. ВЛСТ 912.05.000. ИЭ

1

Автоматизированная система информационно-измери-тельная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефте-продукт» по ППС «Любань». Формуляр. ВЛСТ 912.05.000.ФО

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части

ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55507-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 11 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 «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Методика измерений».

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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.

Смотрите также