Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сибур-Нефтехим"
| Номер в ГРСИ РФ: | 45449-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Сибур-Нефтехим", г.Дзержинск |
| 45449-10: Описание типа СИ | Скачать | 704.7 КБ |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетныхдокументов и передачи информации в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 45449-10 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сибур-Нефтехим" |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО"НПФ "СКЭЛД", г. Москва |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 41045 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 03д3 от 29.07.10 п.32 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Сибур-Нефтехим", г.Нижний Новгород
Россия
603950, ГСП-247, ул.Оршанская, 63, тел. (831)278-39-07
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП-770/446-2010 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 45449-10: Описание типа СИ | Скачать | 704.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» (далее по тексту - АНИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» представляет собой многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-45 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
• 1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
• 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов, подключенный к УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ИВКЭ состоит из специализированных промконтроллеров, обеспечивающих интерфейсы доступа к ИИК и технических средств приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);
• 3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а так же совокуп-
лист № 2
Всего листов 12 ность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В точках учёта энергии установлены высокоточные средства учёта - электронные счётчики, подключенные к сетям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для расчета электрической энергии, потребляемой за определенный период времени, необходимо интегрировать во времени мгновенные значения мощности.
Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.
На уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» осуществляется автоматический сбор данных с ИВКЭ ( УСПД ), ведётся статистика по связи и протоколы событий в системе.
ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» :
• выполняет опрос значений результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ;
• выполняет опрос состояний средств измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ, включая:
• журналы событий ИВКЭ;
• данные о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
• осуществляет информационный обмен с заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента «по запросу» о состоянии объектов измерений, включая состояния выключателей, разъединителей, трансформаторов энергоустановки.
В результате сбора информации о результатах измерений, составе, структуре объекта измерений в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» проводится структуризация информации, формирование разделов баз данных по результатам измерений, состоянию средств измерений и состоянию объектов измерений. На основе анализа собранных данных определяются необходимые учетные (интегральные) показатели измеренных параметров посредством соответствующей обработки полученных данных.
В ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» обеспечена возможность информационного взаимодействия с автоматизированной информационной справочной системой ОАО «Сибур-Нефтехим».
Для ведения электронного архива коммерческих и контрольных данных в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» используются системы управления реляционными базами данных с поддержкой языка SQL (Database Language SQL).
Взаимодействие между ИВК АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» и заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента осуществляется по основному и резервному каналу связи. Основной канал связи организован по электронной почте пересылкой xml-макетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
• хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
лист № 3
Всего листов 12
• передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от 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);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает в ИВКЭ (УСПД), где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер при помощи программного обеспечения (ПО), один раз в сутки, опрашивает ИВКЭ (УСПД) и считывает с него 30 минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки. Считанные значения записываются в базу данных. Сервер БД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. В автоматическом режиме раз в сутки сервер БД считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML в ОАО «АТС», ОАО «Сибур-Нефтехим» и другие заинтересованные организации.
Описание программного обеспечения
Программные средства содержат: базовое (системное) ПО (Windows ХР Pro SP2,), включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД SQL) и прикладное ПО «Энергосфера», ПО «АльфаЦентр» производства ООО «ЭльстерМетроника» г. Москва.
АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с точностью не хуже ±5 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, СБД). В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» показан в таблице 1
Таблицы 1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим»
|
№ И К |
Диспетчерское наименование точки учета |
Состав измерительного канала |
Вид элек-тро-энер-гии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик статический трехфазный переменного тока актив-ной/реактивной энергии |
Устройства сбора и передачи данных (УСПД) | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ОАО «Сибур-Нефтехим» | ||||||
|
1 |
Точка измерения № 1 ВВТ1 бкВ 1С ГПП 101 ЮЖНАЯ |
ТПШФА Кл.т. 0,5 Кп=1000/5 Зав № 9294 Зав.№ 9600 Г осреестр №519-50 |
НТМИ-6-66УЗ Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 5241 Г осреестр № 2611 -70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1062204 Госреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав №001544 Г осреестр № 19495 -03 |
Активная Реактивная |
|
2 |
точка измерения № 2 ВВ Т2 6кВ 2С ГПП 101 ЮЖНАЯ |
ТПШФА Кл.т. 0,5 К„=3000/5 Зав.№9291 Зав № 8337 Г осреестр №519-50 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 1208 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 1062200 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
3 |
точка измерения № 3 ВВТ1 35кВ 1С ГПП 101 ЮЖНАЯ/ 35кВ |
ТМ ГД-35 Кл.т. 0,5 К:=600/5 фА Зав.№ 34 Св.о пов. НижЦСМ №1548/2100 фВ Зав.№ 34 Св.о пов. НижЦСМ №1549/2100 фС Зав.№ 34 Св.о пов. НижЦСМ №1550/2100 |
ЗНОМ-35-65-У1 Кл.т. 0,5 К1Н=35000УЗ/100Уз Зав.№ 1506079 Зав.№ 1506094 Зав.№ 506174 Госреестр № 912-07 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1057321 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
4 |
точка измерения № 4 ВВ Т2 35кВ 2С ГПП 101 ЮЖНАЯ/ 35кВ |
ТМГД-35 Кл.т. 0,5 К„=600/5 фА Зав.№ 2345 Св.о пов. НижЦСМ №2345/2100 фВ Зав.№ 37141 Св.о пов. НижЦСМ №2285/2100 фС Зав.№ 369372 Св.о пов. НижЦСМ №2286/2100 |
3HOM-35-65 ХЛ1 Кл.т. 0,5 Кт„=35000:А/100:А Зав.№ 1507182 Зав.№ 1488357 Зав.№ 1507186 Госреестр № 912-07 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1062207 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
5 |
точка измерения № 5 ВВТ1 СЕК1 6кВ ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 6кВ |
тпшл-ю Кл.т 0,5 Ктт=3000/5 Зав.№ 4940 Зав.№ 4924 Зав№ 1941 Госреестр№ 1423-60 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 1526 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1057324 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
6 |
точка измерения № 6 ВВ Т1 СЕК2 6кВ ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 6кВ |
ТПШЛ-10 Кл.т, 0,5 К„=3000/5 Зав.№4917 Зав.№ 8 Зав.№ 3 Госреестр№ 1423-60 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 1671 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 1064441 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
7 |
точка измерения № 7 ВВ Т2 СЕКЗ 6кВ ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 6кВ |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 Kti=3OOO/5 Зав.№4128 Зав.№ 332 Зав.№ 660 Госреестр№ 1423-60 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 К, „=6000/100 Зав.№ 1228 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0.5S/1 ,0 Зав.№ 1062201 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
точка измерения № 8 ВВ Т2 СЕК4 6кВ ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 6кВ |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 К,т=3000/5 Зав.№ 516 Зав.№ 4003 Зав.№ 665 Госреестр № 1423-60 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№ 756 Госреестр № 2611 -70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1064444 Госреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав.№001544 Г осреестр №19495-03 |
Активная Реактивная |
|
9 |
точка измерения № 9 ТСН1 ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 0,4кВ |
Т-0.66УЗ Кл.т. 0,5S Кг,=100/5 Зав.№ 067546 Зав.№ 067549 Зав.№ 074741 Госреестр № 22656-07 |
- |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1064445 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
10 |
точка измерения № 10 ТСН2 ГПП 102 ПОЛИМЕР/ 0,4кВ |
Т-0.66 УЗ Кл.т. 0.5S Ктг=100/5 Зав.№ 089304 Зав.№ 089348 Зав.№ 089360 Госреестр № 22656-07 |
- |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1064446 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
11 |
точка измерения № 11 ВВ Т1 35кВ ГПП 103 СЕВЕРНАЯ/ 35кВ |
ТПОЛ-35 Кл.т. 0,5 К,.,=600/5 Зав.№ 749 Зав.№ 731 Зав.№ 748 Г осреестр № 27414-04 |
3HOM-35-54 Кл.т. 0,5 Кт, =35000/100 Зав.№ 966848 Зав.№ 956819 Зав.№ 956893 Госреестр № 912-54 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1067409 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
12 |
точка измерения № 12 ВВ Т2 35кВ ГПП 103 СЕВЕРНАЯ/ 35кВ |
ТПОЛ-35 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав.№ 740 Зав.№ 693 Зав.№ 750 Госреестр № 27414-04 |
3HOM-35-54 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 956900 Зав.№ 956895 Зав.№ 956899 Госреестр № 912-54 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1067400 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
13 |
точка измерения № 13 ВВТ1 6кВ ГПП 103 СЕВЕРНАЯ/ 6кВ |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 К,-,=1000/5 Зав.№ 30438 Зав .№6183 Зав№ 30962 Г осреестр № 1261-08 |
НТМИ-6-66 УЗ Кл.т. 0,5 К1И=6000/100 Зав.№ 1867 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1067411 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
14 |
точка измерения № 14 ВВ Т2 6кВ ГПП 103 СЕВЕРНАЯ/ 6кВ |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 К„=1000/5 Зав.№ 30888 Зав.№ 30426 Зав.№ 16976 Госреестр № 1261-08 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 1508 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1067408 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
15 |
точка измерения № 15 ПС-10 ГОРСЕТИ Ф.1/ 6кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кт^ЗОО/5 Зав.№ 4271 Зав.№ 4270 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№ 1005 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-P2B-3 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1068894 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
16 |
точка измерения № 16 ПС-10 ГОРСЕТИ Ф.12/ 6кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кт,=300/5 Зав.№ 63506 Зав.№ 58871 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Кт„=6000/100 Зав.№ 707 Госреестр № 2611-70 |
EA05RL-P2B-3 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1069892 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
17 |
точка измерения № 17 ПС-10 ГОРСЕТИ Ф.13/ 6 кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кг,=300/5 Зав №51182 Зав.№ 53089 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 К,„=6000/100 Зав.№ 707 Госреестр №2611-70 |
EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1070367 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
18 |
точка измерения № 18 ОАО «ДВК» Ф.9/ 6кВ |
ТПЛ-Ю-М Кл.т. 0,5S К„= 100/5 Зав.№ 2655 Зав.№ 2645 Г осреестр № 22192-07 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 К„=6000/100 Зав.№ 1079 Госреестр № 16687-02 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1057329 Госреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав .№001544 Г осреестр № 19495-03 |
Активная Реактивная |
|
19 |
точка измерения № 19 ВВ1 СЕК1 ЮкВ ГПП ВОСТОЧНАЯ/ ЮкВ |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 К,.,=3000/5 Зав.№ 359 Зав.№ 5141 Зав.№ 4648 Госреестр№ 1423-60 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 Зав № 2626 Госреестр № 11094-87 |
EA02RAL-P3B-4 Кл.т. 0,28/0,5 Зав.№ 1110433 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
20 |
точка измерения № 20 ВВ2 СЕК2 ЮкВ ГПП ВОСТОЧНАЯ/ ЮкВ |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 К„=3000/5 Зав.№ 7322 Зав.№ 5989 Зав.№ 5167 Госреестр№ 1423-60 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 К, „=10000/100 Зав.№ 2625 Госреестр № 11094-87 |
EA02RAL-P3B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1110486 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
21 |
точка измерения № 21 ВВЗ СЕКЗ ЮкВ ГПП ВОСТОЧНАЯ/ ЮкВ |
ТШЛ-10 Кл.т 0,5 К„=4000/5 Зав № 308 Зав.№ 152 Госреестр№ 3972-03 |
ЗНОЛ.06-Ю Кл.т. 0,5 К„= 10000/100 Зав.№ 10138 Зав.№ 364 Зав.№ 201 Госреестр № 3344-04 |
EA02RAL-P3B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1110452 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
22 |
точка измерения № 22 ВВ4 СЕК4 ЮкВ ГПП ВОСТОЧНАЯ/ ЮкВ |
ТШЛ-10 Кл.т. 0,5 К „=4000/5 Зав.№ 523 Зав.№ 550 Госреестр№ 3972-03 |
ЗНОЛ.06-Ю Кл.т. 0,5 К„=10000/100 Зав.№ 200 Зав.№ 9858 Зав.№ 10303 Госреестр № 3344-04 |
EA02RAL-P3B-4 Кл.т. 0,28/0,5 Зав.№ 1110479 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
23 |
точка измерения № 27 Ф.Щ ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К„=200/5 Зав.№ 358 Зав.№ 378 Зав.№ 399 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„,=35000/100 Зав.№ 655710 Зав.№ 669324 Зав.№ 669387 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1067405 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
24 |
точка измерения № 28 Ф.2Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К„=200/5 Зав.№ 322 Зав.№ 334 Зав.№ 364 Госреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 655710 Зав.№ 669324 Зав.№ 669387 Г осреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1064439 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
25 |
точка измерения № 29 Ф.4Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т 0,5S К„=200/5 Зав.№ 357 Зав.№ 366 Зав.№ 403 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 655710 Зав.№ 669324 Зав.№ 669387 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1067402 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
26 |
точка измерения № 30 Ф.5Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S К„=200/5 Зав.№ 330 Зав.№ 356 Зав.№ 324 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл т. 0,5 . К„=35000/100 Зав.№ 655710 Зав № 669324 Зав.№ 669387 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1064440 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
27 |
точка измерения №31 Ф.6Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S К„=200/5 Зав.№ 380 Зав.№ 342 Зав.№ 343 Госреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,58/1,0 Зав.№ 1110038 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
28 |
точка измерения № 32 Ф.7Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т 0.5S К„=200/5 Зав.№ 402 Зав.№ 410 Зав.№ 383 Госреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т 0,5 К,,=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0.5S/1 ,0 Зав.№ 1110037 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная |
Всего листов 12
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
29 |
точка измерения № 33 Ф.8Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К„=200/5 Зав.№ 323 Зав.№ 379 Зав.№ 365 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1067410 Г осреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав.№001544 Г осреестр №19495-03 |
Активная Реактивная |
|
30 |
точка измерения №34 Ф.1 1Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К „=200/5 Зав.№ 411 Зав.№ 401 Зав.№ 382 Госреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1067407 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
31 |
точка измерения № 35 Ф.12Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S К „=200/5 Зав.№ 400 Зав.№ 345 Зав.№ 370 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 655710 Зав.№ 669324 Зав № 669387 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1062203 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
32 |
точка измерения № 36 Ф.15Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К„=200/5 Зав.№ 384 Зав.№ 332 3ав.№381 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Госреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1067406 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
33 |
точка измерения № 37 Ф.16Ц ИГУМН. ТЭЦ/ 35кВ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0.5S К,,=200/5 Зав.№ 333 Зав.№ 346 Зав № 368 Г осреестр №21256-07 |
НОМ-35 Кл.т. 0,5 К„=35000/100 Зав.№ 800753 Зав.№ 795767 Зав.№ 669330 Г осреестр № 187-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1067404 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
34 |
точка измерения №39 Ф.12Ш ИГУМН. ТЭЦ/ 6 кВ |
ТПЛ-10-3 Кл т. 0.5S К„=600/5 Зав.№ 4058 Зав.№ 4061 Зав.№ 4069 Госреестр № 30709-06 |
НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 К„=6000/100 Зав.№ 985 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057326 Госреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав №001548 Госреестр №19495-03 |
Активная Реактивная |
|
35 |
точка измерения № 40 Ф.18Ш ИГУМН. ТЭЦ/ бкВ |
ТПЛ-10-3 Кл.т. 0.5S К„=600/5 Зав.№ 4064 Зав.№ 4073 Зав.№ 4079 Госреестр № 30709-06 |
НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 К ,,=6000/100 Зав.№ 985 Госреестр № 20186-05 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057331 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
36 |
точка измерения №41 ГРУ ПОкВ НГ ТЭЦ/ ПОкВ |
GSR 450-290 Кл.т. 0,5 К „=600/5 Зав.№ 07-021478 Зав.№ 07-021490 Зав.№ 07-021475 Госреестр № 25477-03 |
НКФ-110-57 Кл.т 0,5 К „=110000/100 3ав.№2317 Зав.№ 1907 Зав .№2461 Госреестр № 26452-04 |
EA05RL-P2B-4 Кл.т. 0,55/1,0 Зав .№ 1132405 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
37 |
точка измерения № 42 ГРУ ПОкВ КУДЬМА/ ПОкВ |
ТВ-110 Кл.т. 0,5 К „=600/5 3ав.№3195 Г осреестр № 3190-72 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 К„= 110000:^3/100:^3 Зав.№ 1897 Зав.№ 1904 Зав.№ 1891 Госреестр № 14205-05 |
EA05RL-P3B-4 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1132406 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
38 |
точка измерения № 43 ЦРП-6 ф.8 ГПП2 ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 К„=600/5 3ав.№5135 Зав.№ 5085 Госреестр № 1261-08 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 К,„=6000/100 Зав.№ 74 Г осреестр № 2611-70 |
EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057332 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
39 |
точка измерения № 44 ЦРП-6 ф.38 ГПП2 ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
ТПОЛ 10 Кл т. 0,5 К„=600/5 Зав.№ 6776 Зав.№ 6606 Г осреестр №1261-08 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 К„=6000/100 Зав.№ 4535 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057328 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная |
Всего листов 12
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
40 |
точка измерения № 45 РП-2 Ф.7КТП-113 ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 К„=300/5 Зав.№ 56683 Зав.№ 83775 Г осреестр №2363-68 |
НАМИ-10-95 Кл т. 0,5 К,-,=6000/100 Зав.№ 1493 Г осреестр № 20186-05 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0.5S/1,0 Зав.№ 1057327 Госреестр № 16666-07 |
УСПД RTU-300 Зав.№001548 Госреестр №19495-03 |
Активная Реактивная |
|
41 |
точка измерения № 46 РП-2 ф.20 КТП-113 ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 К„=300/5 Зав.№ 83790 №2363-68 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кп=300/5 Зав.№ 53560 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Кта=6000/100 Зав.№ 644 Г осреестр №2611-70 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057337 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
42 |
точка измерении №47 РП-4 яч.1А HX3 ХСГ ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Зав.№ 1VLT5104009456 Зав.№ 1VLT5104009458 Госреестр № 17085-98 |
TDC4 Кл.т. 0,5 К,„=6000/100 Зав.№ 5203004891 Зав.№ 5203004892 Зав.№ 5203004895 Госреестр № 17081-98 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057336 Г осреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
43 |
точка измерения № 48 РП-4 яч.2А НХЗ ХСГ ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез/ 6кВ |
TPU 40.13 Кл.т. 0,5S КТ1=200/5 Зав.№ 1VLT5104009459 Зав.№ 1VLT5104009461 Госреестр № 17085-98 |
TDC4 Кл.т. 0,5 К1И=6000/100 Зав.№ 5203004893 Зав.№ 5203004894 Зав.№ 5203004896 Госреестр№ 17081-98 |
EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1057338 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
44 |
точка измерения № 49 ТП211 ВВ1/ 0,4к-В |
ТА-380 Кл.т. 0,5S Кгг=600/5 Зав.№ 446860 Зав.№ 445721 Зав .№445221-4 Г осреестр №26101-03 |
- |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 1127810 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная | |
|
45 |
точка измерения № 50 ТП211 ВВ2/ 0,4кВ |
ТА-380 Кл.т. 0,5S К„=600/5 Зав.№ 445721-3 Зав.№ 445721-1 Зав.№ 445721-2 Госреестр №26101-03 |
- |
EA05RL-B-4 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 1127809 Госреестр № 16666-07 |
Активная Реактивная |
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим»
|
Границы допускаемых погрешностей измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» | |||||
|
Номер канала |
coscp |
51(2)%, lj(2)— I изм< I 5 % |
5.S %, 1.5 I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 I изм< I 100 % |
5100 %, 1100%^ I изм< I 120 % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-8, 11-17, 36-37, 39-41 ТТ0.5; ТН0,5; Ch0,5S |
1,0 |
- |
+2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
Продолжение Таблицы 2
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
9, 10, 44,45 ТТ 0,5S; Сч 0,5S |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±4,9 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
21,22 ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,2S |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
18,23-35,42,43 ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,5S |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,1 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
19, 20 ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,2S |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
Границы допускаемых погрешностей измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» | |||||
|
Номер канала |
coscp |
51(2)%, 11(2)— I изм< h% |
65 %, I5 %— I изм*' I 20% |
$20 %, I 20 I изм< I 100% |
51оо%, 1100 %— I изм^ I 120% |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-8, 11-17,36-41 ТТ 0.5; TH 0,5; Сч 1,0 |
0,9 |
±7,6 |
±4,2 |
±3,2 | |
|
0,8 |
±5,0 |
±2,9 |
±2,4 | ||
|
0,7 |
±4,2 |
±2,6 |
±2,2 | ||
|
0,5 |
±3,3 |
±2,2 |
±2,0 | ||
|
9, 10, 44,45 ТТ 0,5S; Сч 1,0 |
0,9 |
±8,2 |
±4,6 |
±3,0 |
±2,8 |
|
0,8 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
21,22 ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5 |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,9 |
±2,9 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
Продолжение Таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18,23-35,42,43 ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 1,0 |
0,9 |
±8,3 |
±4,9 |
±3,4 |
±3,2 |
|
0,8 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,5 |
±2,4 | |
|
0,7 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±2,6 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
19, 20 ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,5 |
0,9 |
- |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 |
|
0,8 |
- |
±2,3 |
±1,6 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±2,0 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 |
1. Погрешность измерений дц2)%р и 5i(2)%q для cos(p=l,0 нормируется от Ii<ym а погрешность измерений 3](2)%р и Bj(2)%q для coscp<l,0 нормируется от 12%..
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) °C.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» :
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, ток (0,01 ...1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии ЕвроАлъфа от минус 40 °C до плюс 70 °C
ИВКЭ ( УСПД) RTU-300 от минус 40 °C до плюс 85 °C;
трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Показатели надежности комплектующих устройств компонентов АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» :
• для для счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
• для ИВКЭ (УСПД) RTU-300 - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов,
• резервирование питания в АИИС не менее 50000 часов осуществляется при помощи устройств бесперебойного электропитания (UPS), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС при скачкообразном изменении или пропадании напряжения (бестоковая пауза, не вызывающая сбоев в работе сервера - 30 мин).
лист № И
Всего листов 12 или пропадании напряжения (бестоковая пауза, не вызывающая сбоев в работе сервера -30 мин).
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 1часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час;
• для ИВКЭ ( УСПД) RTU-300 Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере (АРМ);
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• ИВКЭ (УСПД) (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии- до 5 лет при температуре 25 °C;
• УСПД - при отключении питания - не менее 3 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Сибур-Нефтехим» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим». Методика поверки». МП-770/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в августе 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
• TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
• счетчики ЕвроАЛЬФА - по документу «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;
• ИВКЭ (УСПД ) RTU-300 - по документу « Комплексы аппаратно- программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ ВНИИМС в 2003 г.
• Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Интервал между поверками - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» ОАО "СИБУР холдинг"» № 167/446-2006. Методика зарегистрирована в Федеральным реестре методик измерений под номером ФР. 1.34.2007.03359.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
6 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
7 ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
Смотрите также
