55507-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Любань - Производители, поставщики и поверители

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
Скачать
55507-13: Описание типа СИ Скачать 96.1 КБ
Нет данных о поставщике
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

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
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 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 55507-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 25.02.2024

Поверители

Скачать

55507-13: Описание типа СИ Скачать 96.1 КБ

Описание типа

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 включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ-2).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера»".

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.

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 времени усреднения 30 мин.

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», 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.

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».

Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени УСВ-2 Время УСПД периодически сличается со временем УСВ-2 (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.

В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/УССВ/ Сервер

1

ППС «Любань» 10 кВ,ввод ТСН1 0,4 кВ

Т-0,66 Ктт=50/5 КТ 0,5S Рег. № 2265607

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С70 Рег. № 28822-05/

УСВ-2 Рег№ 41681-10/

ССВ-1Г

Рег. № 39485-08/ HP ProLiant

BL460

2

ППС «Любань» 10 кВ,ввод ТСН2 0,4 кВ

Т-0,66 Ктт=50/5 КТ 0,5S Рег. № 2265607

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

3

ППС «Любань» 10 кВ, КРУ-10 кВ 1 с.ш. 10 кВ яч. 4

ТПОЛ-10

Ктт=200/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-02

НАМИТ-10-2 Ктн=10000^3/100^3 КТ 0,5 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

4

ППС «Любань» 10 кВ, КРУ-10 кВ 2 с.ш. 10 кВ яч. 23

ТПОЛ-10

Ктт=200/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-02

НАМИТ-10-2 Ктн=10000^3/100^3 КТ 0,5 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

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 нет;

Сч 0,2 S)

0,01Ih< I < 0,02Ih

± 1,73

_

_

_

_

_

0,02Ih < I < 0,05Ih

± 1,53

± 2,45

± 4,63

_

_

_

0,05Ih < I < 0,21н

± 0,90

± 1,49

± 2,69

± 1,07

± 1,61

± 2,77

0,2Ih < I < Ih

± 0,65

± 1,00

± 1,80

± 0,88

± 1,17

± 1,91

Ih< I< 1,2Ih

± 0,65

± 1,00

± 1,80

± 0,88

± 1,17

± 1,91

3-4

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,2 S)

0,05Ih < I < 0,2Ih

± 1,78

± 2,88

± 5,42

± 1,87

± 2,94

± 5,46

0,2Ih < I < Ih

± 1,05

± 1,60

± 2,93

± 1,20

± 1,71

± 3,00

Ih < I< 1,2Ih

± 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 нет; Сч 0,5)

0,01Ih < I < 0,02Ih

_

± 2,60

_

_

0,02Ih < I < 0,05Ih

± 3,82

± 2,34

_

_

0,05Ih < I < 0,2Ih

± 2,37

± 1,33

± 4,05

± 3,38

0,2Ih < I < Ih

± 1,55

± 1,01

± 3,53

± 3,26

Ih < I < 1,2Ih

± 1,55

± 1,01

± 3,53

± 3,26

3-4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Ih < I < 0,2Ih

± 4,44

± 2,51

± 4,63

± 2,8

0,2Ih < I < Ih

± 2,42

± 1,49

± 2,75

± 1,93

Ih < I< 1,2Ih

± 1,86

± 1,21

± 2,27

± 1,73

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, В

- частота, Гц

температура окружающего воздуха:

- ТТ и ТН, °С

- счетчиков, °С относительная влажность воздуха, % атмосферное давление, мм рт.ст. (кПа)

от 215,6 до 224,4 от 49,5 до 50,5

от -40 до +50 от +21 до +25 от 65 до 75 от 720 до 780 (от 96 до 104)

Продолжение таблицы 5

1

2

Условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- частота, Гц

температура окружающего воздуха, °С для счетчиков электрической энергии: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- частота, Гц

- индукция внешнего магнитного поля, мТл температура окружающего воздуха, °С

от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от -40 до +50

от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от 0,05 до 0,5 от +10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД СИКОН С70:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

140000 2

70000 2

15000 2

35000 2

264599 0,5

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

264599 0,5

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113,7

10

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

3нак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

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 БД

HP ProLiant BL460

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Формуляр

ВЛСТ 912.05.000.ФО

1

Методика поверки

МП 427-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 427-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 27 декабря 2018 г.

Основные средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);

- радиочасы РЧ-011/2  (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном

информационном фонде);

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу: Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г;

- СИКОН С70 - по документу: ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;

- ССВ-1Г - по документу: ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени /серверы синхронизации времени ССВ-1 Г. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

- УСВ-2 - по документу: ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе приведены в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань». Методика измерений электрической энергии и мощности», регистрационный номер ФР.1.34.2013.16141 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Любань»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Смотрите также