Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Рязанская нефтеперерабатывающая компания" Нет данных, ГРСИ 42642-09
Номер госреестра:
42642-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Рязанская нефтеперерабатывающая компания"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Эльстер Метроника", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0172
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
2
Лист № 2
Всего листов 21
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от
несанкционированного доступа;
- передача в организации – участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников оптового
рынка электроэнергии;
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока
(ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса
точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики Альфа А1800, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в
части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и
счетчики ЕвроАльфа, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии) и
0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), каналы сбора данных со счетчиков,
аппаратуру передачи данных внутреннего канала связи, установленных ЗАО «Рязанская
нефтеперерабатывающая компания», указанные в таблице 1 (21 trial измерений).
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 с функциями сервера сбора данных
(СД), сервер базы данных (БД), аппаратуру передачи данных внутреннего и внешнего каналов связи,
источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа
ЦЕНТР».
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике
мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя
за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
3
Лист № 3
Всего листов 21
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 на интервале времени усреднения
30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступаетвмодемныйшкаф,далеечерезпреобразователиинтерфейсовRS-485/RS-232
ADAM-4520 и модем ZyXEL-336+ по выделенным телефонным линиям передается на УСПД уровня
ИВК
,
где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) ЗАО «Рязанская
нефтеперерабатывающая компания» на сервер БД ИВК, а также отображение информации по
подключенным к УСПД устройствам.
В сервере БД системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с
УСПД уровня ИВК, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей
информации,оформлениесправочныхиотчетныхдокументов.Передачаинформациив
организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по внешнему
каналу связи. В качестве внешнего канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет
по электронной почте. Данные передаются в формате XML-файлов.
Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов
осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу
Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе
устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS, включающего в себя приемник
сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД
синхронизировано со временем УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не
более 0,1 с. УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени сервера БД. Сличение времени
сервера БД со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при
расхождениивремени УСПД и сервера БД ± 2 с и более. УСПД автоматически осуществляет
коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в 30 мин.,
корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД ± 1 с. и более.
Погрешность системного времени не превышает предел допускаемой абсолютной погрешности
измерения текущего времени, равный 5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующегоустройстввмоментнепосредственнопредшествующийкорректировке.
Лист № 4
Всего листов 21
4
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1.1 и 1.2.
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
ЗАО «Рязанская НПК»
№
0172
ИВК
№ trial-00
Альфа-Центр
УСПД
RTU-325
000718
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
Напряжение первичное, U
1
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕА05RL-В-4
01094137
42000
Таблица 1.1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
.
Канал измеренийСредство измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
АИИС КУЭ ЗАО «Рязанская
нефтеперерабатывающая
компания»
ИВК№ 19495-00
КТ=0,5
А
Ктт=600/5 В
№ 27414-04
С
КТ=0,5 А
Ктн=35000:
3/100:
3 В
№ 912-70 С
ТПОЛ-35
-
ТПОЛ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
124
-
188
1382218
1382256
1221316
ПС Факел –
1Катализаторная
ВЛ – 35 кВ
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 5
Всего листов 21
5
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
trial,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное, U
1
2
ВЛ – 35 кВ
Факел - Маслоблок
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕА05RL-В-4
01094134
42000
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
Напряжение первичное, U
1
3
ПС Факел;
ВЛ – 35 кВ
Факел - Гидроочистка
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕА05RL-В-4
01094140
42000
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=600/5 В
№ 27414-04
С
КТ=0,5 А
Ктн=35000:
3/100:
3 В
№ 912-70 С
ТПОЛ-35
-
ТПОЛ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
126
-
125
1050556
1050552
1050608
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ=0,5 А
Ктт=600/5 В
№ 27414-04
С
КТ=0,5 А
Ктн=35000:
3/100:
3 В
№ 912-70 С
ТПОЛ-35
-
ТПОЛ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
189
-
165
1382218
1382256
1221316
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 6
Всего листов 21
6
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное, U
1
4
ПС Факел;
ВЛ-35 кВ
Факел - Водозабор
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕА05RL-В-4
01094120
42000
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НАМИТ-10-2
0240
Напряжение первичное, U
1
5
ПС Факел;
Ввод-6 кВ
яч.11/
Т-1 1с ш
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-4
01094121
36000
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=600/5 В
№ 27414-04
С
КТ=0,5 А
Ктн=35000:
3/100:
3 В
№ 912-70 С
ТПОЛ-35
-
ТПОЛ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35
128
-
127
1382218
1382256
1221316
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТПШЛ-10
ТПШЛ-10
ТПШЛ-10
2242
2644
00511
КТ=0,5 А
Ктт=3000/5 В
№ 11077-87
С
КТ=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№ 16687-02
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 7
Всего листов 21
7
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6-66
1240
Напряжение первичное, U
1
6
ПС Факел;
Ввод-6 кВ
яч.18/
Т-1 3с ш
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-4
01094123
36000
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НАМИТ-10-2
0032
Напряжение первичное, U
1
7
ПС Факел;
Ввод-6 кВ
яч.35/
Т-2 2с ш
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-4
01094122
36000
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТПШЛ-10
ТПШЛ-10
ТПШЛ-10
959
1033
5736
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=3000/5 В
№ 11077-87
С
КТ=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТЛШ-10
ТЛШ-10
ТЛШ-10
1408
1453
1436
КТ=0,5 А
Ктт=3000/5 В
№ 11077-07
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№ 16687-02
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 8
Всего листов 21
8
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6-66
ХТХХ
Напряжение первичное, U
1
8
ПС Факел;
Ввод-6 кВ
яч.42/
Т-2 4с ш
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-4
01094139
36000
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НТМИ-6-66
1240
Напряжение первичное, U
1
9
ПС Факел;
яч.16/
ТСН-1 6кВ
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-3
01094148
1800
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТЛШ-10
ТЛШ-10
ТЛШ-10
1402
1562
1206
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт= 3000/5 В
№ 11077-07
С
КТ=0,5 А
Ктн= 6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТПЛМ-10
-
ТПЛМ-10
03020
-
00238
КТ=0,5 А
Ктт=150/5 В
№ 2363-68
С
КТ=0,5
А
Ктн = 6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 9
Всего листов 21
9
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6-66
ХТХХ
Напряжение первичное, U
1
10
ПС Факел;
яч.40/
ТСН-2 6кВ
Счетчик
КТ=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 16666-97
ЕA05RL-Р2В-3
01094144
1800
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НТМИ-6-66
1240
Напряжение первичное, U
1
11
ПС Факел;
ЗРУ-6 кв,
яч. 24
«ЦРП 2 сш»
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199954
4800
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТПЛМ-10
-
ТПЛМ-10
77093
-
70931
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=150/5 В
№ 2363-68
С
КТ=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТЛК-10-5
-
ТЛК-10-5
5404
-
5403
КТ=0,5 А
Ктт=400/5 В
№ 9143-06
С
КТ=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
10
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6-66
ХТХХ
Напряжение первичное, U
1
12
ПС Факел;
ЗРУ-6 кВ,
яч. 46
«ЦРП 1 сш»
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199955
3600
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НТМИ-6
3393
Напряжение первичное, U
1
13
ГПП-1
РУ-6 кВ
яч. 14
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199956
1200
Лист № 10
Всего листов 21
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТЛК-10-5
-
ТЛК-10-5
2081
-
2082
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=300/5 В
№ 9143-06
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
62075
-
62058
КТ=0,5 А
Ктт=100/5 В
№ 1276-59
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100
В
№ 380-49
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
11
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6
1486
Напряжение первичное, U
1
14
ГПП-2
РУ-6 кВ
яч. 21
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199957
2400
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НТМИ-6
1538
Напряжение первичное, U
1
15
ГПП-3
РУ-6 кВ
яч. 3
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199958
1200
Лист № 11
Всего листов 21
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
28321
-
21360
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5А
Ктт=200/5В
№ 1276-59
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100
В
№ 380-49
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
8775
-
9743
КТ=0,5 А
Ктт=100/5 В
№ 1276-59
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100
В
№ 380-49
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 12
Всего листов 21
12
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
1538
Напряжение первичное, U
1
16
ГПП-3
РУ-6 кВ
яч. 7
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199959
2400
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
1538
Напряжение первичное, U
1
17
ГПП-3
РУ-6 кВ
яч. 27
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199960
9600
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
23271
-
69355
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5
Ктт=200/5
№ 1276-59
№ 2363-68
КТ=0,5
Ктн=6000/100
№ 380-49
АТПЛ-10
В -
С
ТПЛМ-10
А
ВНТМИ-6
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
44892
-
41217
КТ=0,5
Ктт=800/5
№ 1276-59
КТ=0,5
Ктн=6000/100
№ 380-49
АТПОЛ-10
В -
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 13
Всего листов 21
13
Номер ИК,
код точки
измерений
Наименование объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
НТМИ-6-66
7744
Напряжение первичное, U
1
18
ГПП-6
РУ-6 кВ
яч. 5
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199961
1800
ТТ
Ток первичный, I
1
ТН
НТМИ-6-66
7744
Напряжение первичное, U
1
19
ГПП-6
РУ-6 кВ
яч. 6
Счетчик
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-06
А1802RL-Р4GB-DW-3
01199962
2400
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
ТТ
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
22245
-
22247
ТН
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5 А
Ктт=150/5 В
№ 1276-59
С
КТ=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТПФМ-10
-
ТПФМ-10
5906
-б/н
КТ=0,5 А
Ктт=200/5 В
№ 814-53
С
КТ=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№ 2611-70
С
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
14
Лист № 14
Всего листов 21
Продолжение таблицы 1.1
Канал измеренийСредство измерений
Номер ИК,учета,
присоединения
Вид СИ,
трансформации,
типномер
Ктт ·Ктн ·Ксч
величины
ТТ
В
ТН
С
1
Счетчик
1800
Наименование объекта
класс точности,
Наименование
код точкидиспетчерское
коэффициент Обозначение, Заводской
измеряемой
измеренийнаименование
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
КТ=0,5АТПЛ-1057628
Ктт=150/5В--
Ток первичный, I
1
№ 1276-59
С ТПЛ-10 191
КТ=0,5А
ГПП-6
Ктн=6000/100НТМИ-6-667744
Напряжение первичное, U
20РУ-6 кВ
№ 2611-70
яч. 7
Ток вторичный, I
2
КТ=0,2S/0,5
Напряжение вторичное, U
2
Ксч=1 А1802RL-Р4GB-DW-3 01199963
Энергия активная, W
P
№ 31857-06
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
В
ТН
С
1
Счетчик
1800
КТ=0,5АТПЛМ-1038499
Ктт=150/5В--
Ток первичный, I
1
№ 2363-68
С ТПЛМ-10 27465
КТ=0,5А
ГПП-6
Ктн=6000/100НТМИ-6-667744
Напряжение первичное, U
21РУ-6 кВ
№ 2611-70
яч. 28
Ток вторичный, I
2
КТ=0,2S/0,5
Напряжение вторичное, U
2
Ксч=1 А1802RL-Р4GB-DW-3 01199964
Энергия активная, W
P
№ 31857-06
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Примечание:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии
и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 1.1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а так же других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в
процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно МИ 2999-2006 (Приложение Б).
Лист № 15
Всего листов 21
15
Основная
погрешность
ИК, ± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
№ ИК
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений количества
активной и реактивной электрической
энергии при доверительной
вероятности Р = 0,95
cos
= 1,0
cos
= 1,0
- в диапазоне тока 0,05Iн
1
≤ I
1
0,2Iн
1
- в диапазоне тока Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
- в диапазоне тока 0,05Iн
1
≤ I
1
0,2Iн
1
- в диапазоне тока Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
Таблица 1.2 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ.
cos
= 0,8
sin
= 0,6
cos
= 0,5
sin
= 0,87
cos
= 0,8
sin
= 0,6
cos
= 0,5
sin
= 0,87
12
345
678
1-10
- в диапазоне тока 0,2Iн
1
≤ I
1
Iн
1
11-21- в диапазоне тока 0,2Iн
1
≤ I
1
Iн
1
1,8 2,9 5,5
- 4,7 2,9
1,2 1,7 3,0
- 2,6 1,8
1,0 1,3 2,3
- 2,1 1,5
1,8 2,8 5,4
- 4,3 2,5
1,1 1,6 2,9
- 2,3 1,4
0,9 1,2 2,2
- 1,7 1,1
2,2 3,2 5,7
- 5,2 3,5
1,7 2,2 3,4
- 3,0 2,3
1,6 1,9 2,7
- 2,5 2,1
1,9 2,9 5,5
- 4,5 2,7
1,2 1,7 3,0
- 2,4 1,6
1,0 1,4 2,3
- 1,8 1,3
Примечания:
1. В Таблице 1.2 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия
эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней
мощности (получасовых);
2. Нормальные условия эксплуатации:
п
д
а
и
р
а
а
п
м
аз
е
о
т
н
р
к
ы
оэф
се
ф
т
и
и
ц
:
иен
д
т
иа
а
п
м
аз
о
о
щ
н
но
н
с
а
т
п
и
ря
c
ж
os
е
н
(
и
s
я
in
-
) -
(0
0
,
,
9
5
9
÷ 1
÷
,0(
1
0
,
,
0
6
1
÷
)U
0
н
,
;
87)
д
;
и
ч
а
а
п
с
а
т
зо
о
н
та
с
(
и
5
л
0
ы
0
т
,1
о
5
к
)
а
Гц
-
;
(0,05 ÷ 1,2)I
н
;
температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от - 40˚С до + 40˚С; счетчиков - от + 15˚С до + 25˚С;
ИВК - от + 15˚С до + 25˚С;
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока -
(0,05 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
(sin
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от - 40˚С до + 40˚С.
Для электросчетчиков:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н2
; диапазон силы вторичного тока -
(0,05 ÷ 1,2)I
н2
; коэффициент мощности cos
(sin
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от + 5˚С до + 35˚С;
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
температура окружающего воздуха - от + 10˚С до + 35˚С.
относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
Лист № 16
Всего листов 21
16
Надежность применяемых в системе компонентов:
В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в
соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до
отказа;
Электросчетчик Альфа А 1800 – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч.,
среднее время восстановления работоспособности не более t
в
=12 часов;
Электросчетчик ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч.,
среднее время восстановления работоспособности не более t
в
=12 часов;
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
=2,5 часов.
Оценка надежности АИИС в целом:
К
Г_АИИС
= 0,9928 – коэффициент готовности;
Т
О_АИИС
= 1658,4 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC - Стандартов;
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
Ремонтопригодность;
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
Лист № 17
Всего листов 21
17
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- серверов ИВК;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
-установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее
35 сут. ; при отключении питания – не менее 5 лет;
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений – за
весь срок эксплуатации системы.
18
Лист № 18
Всего листов 21
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания».
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект
поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
№
п.п.
Наименование
Тип, марка оборудования,
состав
Кол-во
22.
1
комплект
23.
4
комплекта
24.
1
комплект
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 2
Таблица 2 – Комплектность АИИС КУЭ
1
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
4
12 шт.
2 шт.
6 шт.
6 шт.
7 шт.
11 шт.
4 шт.
2 шт.
6 шт.
2 шт.
3 шт.
3 шт.
4 шт.
4 шт.
2 шт.
11 шт.
21 шт.
21 шт.
22 шт.
6 шт.
6 шт.
2
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Клеммник испытательный
Разветвитель интерфейса RS-485
Догрузочный резистор для трансформатора тока
Колодка испытательная переходная
Розетка щитовая 2P+N
НКУ (шкаф) связи в составе:
Преобразователь интерфейсов RS-485/RS-232
Модем
НКУ (шкаф) связи в составе:
Преобразователь интерфейсов RS-485/RS-232
Модем
НКУ (шкаф) УСПД в составе:
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
Модем – 5 шт.
Сетевой концентратор
Устройство синхронизации системного времени
Источник бесперебойного питания PCM
3
ТПОЛ-35
ТПОЛ-10
ТПШЛ-10
ТЛШ-10 У3
ТПЛМ-10
ТПЛ-10
ТЛК-10-5
ТПФМ-10
ЗНОМ-35
НАМИТ-10-2
НТМИ-6-66
НТМИ-6
ЕА05RL-B-4
ЕА05RL-P2B-4
ЕА05RL-P2B-3
A1802RL-P4GB-DW-3
КИ-10
ПР-3
МР-3021-Т-5А-4ВА
БЗ 179
ELCM1173
Elster MC-230
ADAM-4520
ZyХЕL U-336-E+
IEK ЩМП-1-0 74
ADAM-4520
ZyХЕL U-336-E+
Elster MC-240
RTU-325-Е-512-M11-Q-I2-G
ZyХЕL U-336E+
SIGNAMAX 065-7531
УССВ-35НLVS
SMK-1000A RM
Лист № 19
Всего листов 21
1
комплект
Compaq EVO CMT
3
комплекта
27.
1 комплект
28.
2 шт.
30.
АЕ1
1 шт.
Продолжение таблицы 2
1
4
3
Elster MC-230
HP ProLiant ML370
SIGNAMAX 065-7531
HP 7500
25.
Smart-UPS 2200 XL
26.
HP Laser Jet 1300
Smart-UPS 700
29.
Compaq Mini
1 шт.
31.
32.
2
НКУ (шкаф) сервера БД в составе:
Сервер БД
Сетевой концентратор
Монитор
Клавиатура
Источник бесперебойного питания APC
АРМ оператора в составе:
Системный блок
Монитор
Клавиатура
Манипулятор типа «мышь»
Принтер
Источник бесперебойного питания APC
Специализированное программное обеспечение
установленное на сервере ПО «Альфа Центр»
AC_SE_5, с дополнительными компонентами:
AC_M, AC_I/E, AC_T, AC_ N
Специализированное программное обеспечение
установленное на инженерном переносном пульте
ПО «Альфа Центр Laptop», ПО «AlphaPlusR-E»,
ПО «Metercat»
Инженерный переносной пульт
Оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
РТВА.422231.012.РЭ
02.04.РНПК-МП
1 экз.
1 экз.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ЗАО «Рязанская
нефтеперерабатывающая компания». Методика поверки 02.04.РНПК-МП», утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2009 г.
Перечень основных средств поверки:
Трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на trial эксплуатации»;
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
Счетчики типа «Альфа А1800» – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006,
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
19
20
Лист № 20
Всего листов 21
Счетчики типа «Евро АЛЬФА» – в соответствии с методикой поверки, утвержденной
ВНИИМ им. Д.И. Менделеева в феврале 1998 г.;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
Термогигрометр«CENTER»(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы
от -20…+60°С; диапазон измерений относительной влажности от 10…100 %.
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы
точности 0,2S и 0,5S)».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс
точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические
условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
МИ 2999-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая
компания».
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 33270-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Кривозеровка" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49416-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Магистраль" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 34256-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им.Д.А.Черняева". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Черкассы" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79959-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Гусиноозерская ГРЭС АО "Интер РАО - Электрогенерация" | Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "РусЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнергоМир"), г. Новосибирск | 4 года | Перейти | |
| 46258-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Тюменской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений