55508-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Ярославль - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55508-13
Производитель / заявитель: ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Скачать
55508-13: Описание типа СИ Скачать 101 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Ярославль поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55508-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Ярославль
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. 38 от 11.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 55508-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 16.06.2024

Поверители

Скачать

55508-13: Описание типа СИ Скачать 101 КБ

Описание типа

Назначение

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

Средства измерений

Номер ИК

Наименование присоединения

Вид

Фаза

Обозначение

№ в реестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

1

2

3

4

5

6

7

8

1 уровень - ИИК

1

ГПС "Ярославль", КРУН-10 кВ, яч.110, ВЛ-10 кВ Водозаборные сооружения 1

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

0,5S

50/5

B

ТОЛ-НТЗ-10

C

ТОЛ-НТЗ-10

ТН

A

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000^3/100^3

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

2

ГПС "Ярославль", КРУН-10 кВ, яч.102, ВЛ-10 кВ вдольтрассовая Ярославль-Некоуз

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

0,5S

50/5

B

ТОЛ-НТЗ-10

C

ТОЛ-НТЗ-10

ТН

A

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000^3/100^3

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

3

ГПС "Ярославль", ЗРУ-10 кВ, ввод №1 яч.2

ТТ

A

ТОЛ-10-I

15128-03

0,5

1000/5

B

ТОЛ-10-I

C

ТОЛ-10-I

ТН

A B C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

10000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

4

ГПС "Ярославль", ЗРУ-10 кВ, ввод №2 яч.23

ТТ

A

ТОЛ-10-I

15128-03

0,5

1000/5

B

ТОЛ-10-I

C

ТОЛ-10-I

ТН

A B C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

10000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

5

ГПС "Ярославль", КРУН-10 кВ, яч.202, ВЛ-10 кВ вдольтрассовая Ярос-лавль-Второво

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

0,5S

50/5

B

ТОЛ-НТЗ-10

C

ТОЛ-НТЗ-10

ТН

A

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000^3/100^3

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

6

ГПС "Ярославль", КРУН-10 кВ, яч.210, ВЛ-10 кВ Водозаборные сооружения 2

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

0,5S

50/5

B

ТОЛ-НТЗ-10

C

ТОЛ-НТЗ-10

ТН

A

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000^3/100^3

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Продолжение таблицы 1 - Состав ИК АИИС КУЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

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 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 с 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 (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, 5 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,011н< 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

± 1,59

± 2,28

1н< I< 1,21н

± 0,85

± 1,24

± 2,18

± 1,04

± 1,38

± 2,28

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 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, 5 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,011н < I < 0,021н

_

± 2,68

_

_

0,021н < I < 0,051н

± 3,95

± 2,43

_

_

0,051н < I < 0,21н

± 2,58

± 1,49

± 2,90

± 1,93

0,21н < I < 1н

± 1,86

± 1,21

± 2,27

± 1,73

1н < I < 1,21н

± 1,86

± 1,21

± 2,27

± 1,73

3 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,051н < I < 0,21н

± 4,44

± 2,51

± 4,63

± 2,80

0,21н < I < 1н

± 2,42

± 1,49

± 2,75

± 1,93

1н < I < 1,21н

± 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 ТОЛ-НТЗ-10

12

Трансформатор тока ТОЛ-10-I

6

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-10

12

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

6

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 в составе: Консоль администратора AdCenter.exe; Редактор расчетных схем AdmTool.exe; АРМ Энергосфера ControlAge.exe; Центр экспорта/импорта expimp.exe; Сервер опроса PSO.exe;

Модуль ручного ввода HandInput.exe

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 «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Технический проект. ВЛСТ 912.01.000. ТП

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 «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Руководство пользователя. ВЛСТ 912.01.000.И3

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Инструкция по формированию и ведению базы данных. ВЛСТ 912.01.000. И4

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Инструкция по эксплуатации. ВЛСТ 912.01.000.ИЭ

1

Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Формуляр. ВЛСТ 912.01.000.ФО

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранс-нефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55508-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Ярославль». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 18 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 ГПС «Ярославль» 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.

Смотрите также