Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Некоуз
| Номер в ГРСИ РФ: | 55511-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
| 55511-13: Описание типа СИ | Скачать | 97 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 55511-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ППС "Некоуз |
| 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. 41 от 11.11.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 55511-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 55511-13: Описание типа СИ | Скачать | 97 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз» (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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счётчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВК), реализованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера», сервер синхронизации времени.
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.
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.
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
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
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 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 И |
К 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 |
|
уровень - ИИК | |||||||
|
1 |
ППС "Некоуз", КРУН-10 кВ, яч.109, ф. №9 ВЛ-10 кВ Некоуз-Быково |
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 |
ППС "Некоуз" ЗРУ-10 кВ, Ввод №1, яч.3 |
ТТ |
A |
ТОЛ-10-I |
15128-03 |
0,5 |
600/5 |
|
B |
ТОЛ-10-I | ||||||
|
C |
ТОЛ-10-I | ||||||
|
ТН |
A B C |
НАМИТ-10-2 |
16687-02 |
0,5 |
10000^3/100^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
_ | |||
|
3 |
ППС "Некоуз" ЗРУ-10 кВ, Ввод №2, яч.19 |
ТТ |
A |
ТОЛ-10-I |
15128-03 |
0,5 |
600/5 |
|
B |
ТОЛ-10-I | ||||||
|
C |
ТОЛ-10-I | ||||||
|
ТН |
A B C |
НАМИТ-10-2 |
16687-02 |
0,5 |
10000^3/100^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
_ | |||
|
4 |
ППС "Некоуз", КРУН-10 кВ, яч.209, ф. №10 ВЛ-10 кВ Некоуз-Ярославль |
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 уровень - ИВКЭ | |||||||
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
28822-05 |
_ |
_ | |||
|
У стройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 | |||||
|
3 уровень - ИВК | |||||||
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
_ |
_ | |||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Г раницы 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, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01Ih< I < 0,02Ih |
±1,82 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
0,02Ih < I < 0,05Ih |
±1,63 |
±2,56 |
±4,79 |
_ |
_ |
_ | |
|
0,05Ih < I < 0,2Ih |
±1,05 |
±1,66 |
±2,96 |
±1,20 |
±1,77 |
±3,03 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
±0,85 |
±1,24 |
±2,18 |
±1,04 |
±1,59 |
±2,28 | |
|
Ih< I< 1,2Ih |
±0,85 |
±1,24 |
±2,18 |
±1,04 |
±1,38 |
±2,28 | |
|
2 - 3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
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 относительной погрешности с доверительной вероятностью 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, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01Ih < I < 0,02Ih |
_ |
±2,68 |
_ |
_ |
|
0,02Ih < I < 0,05Ih |
±3,95 |
±2,43 |
_ |
_ | |
|
0,05Ih < I < 0,2Ih |
±2,58 |
±1,49 |
±2,90 |
±1,93 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
±1,86 |
±1,21 |
±2,27 |
±1,73 | |
|
Ih < I < 1,2Ih |
±1,86 |
±1,21 |
±2,27 |
±1,73 | |
|
2 - 3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,05Ih < I < 0,2Ih |
±4,44 |
±2,51 |
±4,63 |
±2,80 |
|
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 |
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 |
ТОЛ-НТЗ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер с ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Формуляр |
ВЛСТ 912.02.000.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП 55511-13 с изменением № 1 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55511-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 23 октября 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 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз», регистрационный номер ФР.1.34.2013.16138 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы
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
