Каналы измерительные ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50574-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт", г.Самара |
Каналы измерительные ОАО ┌Юго-Запад транснефтепродукт√ (далее ИК ОАО ┌ЮЗТНП√), соответствующие точкам измерений №1-31, предназначены для использования в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО ┌АК ┌Транснефть√ (Сертификат об утверждении типа RU.Е.34.010.А № 32447 , регистрационный № 38424-08) при измерениях активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени. Описание средства измерения ИК ОАО ┌Юго-Запад транснефтепродукт√ №1-31, реализованы на обьектах ЗРУ-6 кВ ЛПДС ┌Становая√, ЗРУ-6 кВ ЛПДС√Никольское√, ЗРУ-6 кВ ЛПДС ┌Пенза√,блок-бокс КРУН 6кВ ЛПДС ┌Соседка√, ПС√Дружба√ ЛПДС ┌Стальной конь√, ЗРУ-6кВ в составе ┌МНС√ №3 ЛПДС ┌8Н√ ОАО ┌Юго-Запад транснефтепродукт√ и состоят из установленных на обьектах контроля измерительных трансформаторов тока (ТТ) КТ 0,5 и 0,5 s по ГОСТ 7746 ╞ 2001г, трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983 ╞ 2001г, электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами RS485 типа СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2s/0,5, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.17 КТ. 0,5s/1,0 в ГР № 36697-2008г по ГОСТ Р 52323-2005г при измерении активной электроэнергии иГОСТ Р 52425-2005г при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р52323-2005г. В ИК ОАО ┌ЮЗТНП первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровойкод. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02с без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляетсяпо средним за период значениям активной и полной мощности. Данные от счетчиков непосредственно в формате протокола счетчика поступают в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet для передачи по каналу Ethernet в маршрутизатор. Маршрутизатор осуществляет передачу данных в GSM╞модем и в маршрутизатор (Compex SAS 2224В) ИВК ОАО ┌АК√ Транснефть√, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Взаимодействие между АИИС КУЭ ОАО ┌АК√Транснефть√ и ОАО ┌Юго-Запад транснефтепродукт√ осуществляется через Web-доступ к серверу от следующих рабочих мест - АРМ АИИС КУЭ в аппарате управления ОАО√ Юго-Запад транснефтепродукт√, АРМ АИИС КУЭ в Сызранском ПО, АРМ АИИС КУЭ в Брянском ПО. Для обеспечения единого времени каждый измерительный канал поддерживает режим синхронизации собственного времени от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО ┌АК ┌Транснефть√ Передача команд синхронизации времени от ИВК в счетчики организована с
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50574-12 |
| Наименование | Каналы измерительные ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 47377 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 505 п. 65 от 20.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт", г.Самара
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 4222-001.1-6317026217-2012 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 50574-12: Описание типа СИ | Скачать | 260.7 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» (далее ИК ОАО «ЮЗТНП»), соответствующие точкам измерений №1-31, предназначены для использования в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» (Сертификат об утверждении типа RU.E.34.O1O.A № 32447 , регистрационный № 38424-08) при измерениях активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени.
Описание
ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» №1-31, реализованы на обьектах ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Становая», ЗРУ-6 кВ ЛПДС»Никольское», ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Пенза», блок-бокс КРУН 6кВ ЛПДС «Соседка», ПС»Дружба» ЛПДС «Стальной конь», ЗРУ-6кВ в составе «МНС» №3 ЛПДС «8Н» ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» и состоят из установленных на обьектах контроля измерительных трансформаторов тока (ТТ) КТ 0,5 и 0,5 s по ГОСТ 7746 - 2001г, трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983 - 2001г, электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами RS485 типа СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2s/0,5, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.17 КТ. 0,5s/1,0 в ГР № 366972008г по ГОСТ Р 52323-2005г при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005г при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005г.
В ИК ОАО «ЮЗТНП первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02с без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Данные от счетчиков непосредственно в формате протокола счетчика поступают в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet для передачи по каналу Ethernet в маршрутизатор. Маршрутизатор осуществляет передачу данных в GSM-модем и в маршрутизатор (Compex SAS 2224В) ИВК ОАО «АК» Транснефть», где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Взаимодействие между АИИС КУЭ ОАО «АК»Транснефть» и ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» осуществляется через Web-доступ к серверу от следующих рабочих мест - АРМ АИИС КУЭ в аппарате управления ОАО» Юго-Запад транснефтепродукт», АРМ АИИС КУЭ в Сызранском ПО, АРМ АИИС КУЭ в Брянском ПО.
Для обеспечения единого времени каждый измерительный канал поддерживает режим синхронизации собственного времени от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»
Передача команд синхронизации времени от ИВК в счетчики организована с
Лист № 2
Всего листов 8 использованием системы спутниковой связи. На каждом технологическом обьекте размещена ЗССС (земная спутниковая система связи), которая подключается к специально созданному телекоммуникационному узлу технологического обьекта посредмством интерфейса
10/100Base-T (Ethernet), образуя начало основного магистрального канала связи техноглогического обьекта с ИВК. Все спутниковые магистральные каналы передачи данных технологических обьектов через волокно-оптическую инфраструктуру связи замыкаются в телекоммуникационном узле ИВК. СОЕВ автоматически осуществляет коррекцию величины расхождения по времени между временными метками системы ГЛОНАСС/GPS, внутренним таймером сервера и меткой времени счетчиков нижнего уровня. Информация о точном времени распространяется сервером приложений в сети ТСР/1Р согласно протоколам NTP. Метки времени счетчикам электроэнергии передаются от серверов опроса автоматически с периодичностью раз в полчаса (перед считыванием данных хранимых в счетчике), после чего счетчик производит корректировку времени. Погрешность системного времени ±5 с/сутки.
. Сличение времени счетчиков со временем сервера осуществляется 1 раз в сутки и корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем сервера ±1 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий коррекции
Структурная схема одного ИК приведена на рисунке1 Рис1
Примечание: в ИК№ 15,17,21,26 отсутствуют трансформаторы напряжения.
Технические характеристики
Перечень компонентов ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, представлен в таблице № 1
Таблица №1.Метрологические характеристики ИК «1-31 ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт».
|
Номер канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид эл.энергии |
Основная погрешность ИК ± (%) |
Погрешность ИК в рабочих условиях ±( %) | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
ЛПДС «Становая» | |||||||
|
1 |
Ввод1 .НПС «Дружба» ЗРУ-6 гв яч 4 |
ТЛК-10 600/5, КТ 0.5 |
НОМ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М. КТ 0,2S/0,5 |
А Р |
1,2 2,1 |
4,0 6,7 |
|
2 |
Ввод 2. НПС «Дружба» ЗРУ-6 кВ яч 29 |
ТРи 40.11 600/5 КТ 0,5 |
НОМ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | |||
|
3 |
Жил.поселок «Дружба» ЗРУ-6 кВ яч 17 |
ТОЛ-10-1-8 75/5 КТ 0,5 |
НАМИ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 |
1,3 2,1 |
4,0 6,7 | |
|
ЛПД< |
2 «Никольское» | ||||||
|
4 |
ВЛ -35 кВ БПС-1 ОРУ 35 кВ 1с.ш |
ТОЛ-35Ш-ГУ-5УХЛ1 600/5 КТ 0,5S. |
ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1 35000/100, КТ 0,5. |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 |
А Р |
1,3 2,1 |
4,6 6,7 |
|
5 |
ВЛ-35кВ БПС-2 ОРУ 35 кВ 3с. ш |
ТОЛ-35Ш-ГУ-5УХЛ1 600/5 КТ 0,5 S |
ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1 35000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 | |||
|
6 |
ВЛ-6кВ,Жил. поселок II КРУН-12 яч 8 |
ТОЛ-10-1-8У2 75/5; КТ 0,5S |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5. |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 | |||
|
7 |
ВЛ- 6 кВ, Жил. поселок III ЗРУ 6 кВ яч 26 |
ТОЛ-10-1-8У2 100/5; КТ 0,5S |
НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 |
1,2 1,9 |
4,5 6,7 | |
|
8 |
ВЛ-6кВ, Жил.поселок I ЗРУ 6 кВ яч 30 |
ТОЛ-10-1-8У2 100/5; КТ 0,5S |
НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 | |||
|
ПС «Дружба» ЛПДС «Стальной конь» | |||||||
|
9 |
Ввод №1 ЗРУ-6кВ, яч. 3 |
ТОЛ-10-1-8У2 800/5; КТ 0,5S |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 |
А Р |
1,3 2,1 |
4,6 6,7 |
|
10 |
Ввод №2 ЗРУ-6кВ, яч. 26 |
ТОЛ-10-1-8У2 800/5; КТ 0,5S |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0 | |||
|
11 |
ОАО «Нива Плодоовощ»ЗРУ-6 кВ,яч.7 |
ТОЛ-10-1-8У2 100/1; КТ 0,5S |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.17, КТ 0,5S/1,0 | |||
|
12 |
МПП ВКХ «Орелводоканал 1» ЗРУ-6 кВ, яч.13 |
ТОЛ-10-1-8У2 150/1; КТ 0,5S; |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5 |
1,2 2,1 |
3,2 6,7 | |
|
13 |
МПП ВКХ «Орелводоканал 2» ЗРУ 6 кВ, яч22 |
ТОЛ-10-1-8У2 150/1; КТ 0,5S |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5 | |||
|
14 |
Жил. поселок «Стальной конь» ЗРУ-6 кВ, яч.24 |
ТОЛ-10-1-8У2 75/1; КТ 0,5S |
ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5 | |||
|
ЗРУ-6кВ в составе «МНС» №3 ЛПДС «8Н» | |||||||
|
15 |
ТСН-2 ЗРУ 6 кВ, яч.24 |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 |
А Р |
1,1 1,8 |
3,9 6,7 |
|
16 |
Ввод-2 ЗРУ 6 кВ, яч. 22 |
ТОЛ-10-1-2У; 800/5 КТ 0,5 |
НАМИТ-10У2 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
1,2 2,1 |
3,0 6,7 | |
|
17 |
ТСН-1 ЗРУ 6 Кв, яч. 4 |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 |
1,1 1,8 |
3,9 6,7 | |
|
18 |
Ввод-1 ЗРУ 6 кВ, яч 1 |
ТОЛ-10-1-2У; 800/5 КТ 0,5 |
НАМИТ-10У2 6000/100 КТ 0,5. |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
1,2 2,1 |
3,0 6,7 | |
|
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Пенза» | |||||||
|
19 |
Ввод1 ЗРУ-6 кВ, яч. 25 |
ТОЛ-10-8.2-3У2 500/5, КТ 0,5S; |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 |
А Р |
1,3 2,1 |
4,6 6,7 |
|
20 |
Ввод2 ЗРУ-6 кВ, яч. 1 |
ТОЛ-10-8.2-3У2 500/5, КТ 0,5S; |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 . |
СЭТ4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |||
|
21 |
ТСН-2 |
Т-0,66М У3 50/5, КТ 0,5S; |
- |
СЭТ4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 |
1,1 1,8 |
4,5 6,7 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
22 |
КЛ-6кВ «Заря-1» ЗРУ-6 кВ, яч 19 |
ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5S; |
НТМИ-6 6000/100,. КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |||
|
23 |
КЛ-6кВ «Заря-2» ЗРУ-6 кВ, яч. 9 |
ТПФМ-10 150/5, КТ 0,5S |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 |
А |
1,3 |
4,6 |
|
24 |
КЛ-6кВ «Сады» ЗРУ-6 кВ, яч 11 |
ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5S |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 |
р |
2,1 |
6,7 |
|
25 |
КЛ-6кВ. «Жилпоселок» ЗРУ-6 кВ, яч 10 |
ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |||
|
26 |
ТСН-1 |
Т-0,66М У3 50/5, КТ 0,5S; |
- |
СЭТ4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 |
1,1 1,8 |
4,5 6,7 | |
|
блок-бокс КРУН 6кВ ЛПДС « |
Соседка» | ||||||
|
27 |
Ввод 1(КРУН) от ПС110/35/6 яч № 35 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | |||
|
28 |
Ввод 2(КРУН) от ПС 110/35/6 яч № 8 |
ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
1,2 |
3,0 | |
|
29 |
Ввод1(ЗРУ) от ПС 110/35/6 яч.№ 11 |
ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5 |
НТМИ-6 -66 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
А Р |
2,1 |
6,7 |
|
30 |
Ввод 2(ЗРУ) от ПС 110/35/6 яч. № 24 |
ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | |||
|
31 |
Жил. поселок Дружный |
ТПОЛ-10 У3 200/5, КТ 0,5 S |
НАМИТ-10 6000/100, КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
1,2 2,1 |
3,2 6,7 | |
Примечание к Таблице1
1. Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5S нормируется для тока в диапазоне 1(2)-120% от номинального значения
2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
3. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия
параметры сети: напряжение (0,99...1,01) Uhom, cos ф =0,9 инд
температура окружающей среды (23±2) °С;
частота 50Гц ±0,3%
,сила тока: (0,01...1,20) Ihom
5. Рабочие условия:
-параметры сети: напряжение (0,9...1,1) Uhom , ток (0,01...1,2) Ihom ; 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ. от минус 40 °С до +60°С; частота 50 Гц ± 2%
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001г, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001 г, счетчиков электроэнергии - ГОСТ Р 52323-2005г при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р
52425-2005г при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа с.четчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005г.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа , как его неотъемлемая часть
Надежность применяемых в ИК компонентов:
Счетчиков СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
- средний срок службы - не менее 30 лет
Для трансформаторов тока и напряжения в соответствии с
ГОСТ 7746-2001 г, ГОСТ 1983 - 2001г:
- средняя наработка на отказ - не менее ( 40 • 10 5) часов
- средний срок службы -25 лет
Надежность системных решений
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа ои пломбирование
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения.
• защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик типа СЭТ.4 ТМ.03М - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин составляет113 суток;
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
В комплект ИК№ 1-31 ОАО «Юго - Запад транснефтепродукт» входят технические средства и документация, представленные в таблицах 2 и 3 соответственно.
________Таблица 2 - Технические средства_____________________________________________________
|
№ |
Наименование СИ |
КТ |
Обозначение |
Кол-во |
|
1 |
Трансформатор напряжения |
0,5 |
НОМ-6 |
6 |
|
НАМИ-6 |
2 | |||
|
ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1 |
6 | |||
|
НТМИ-6 |
2 | |||
|
НТМИ-6-66 |
3 | |||
|
ЗНОЛПМ-6-УХ2 |
6 | |||
|
НАМИТ-10У2 |
2 | |||
|
0,2 |
НАМИ -10 |
2 | ||
|
2 |
Трансформаторы тока |
0,5 |
ТЛК-10 |
3 |
|
ТРи40.11 |
3 | |||
|
ТОЛ-10-1-8 |
3 | |||
|
0,5S |
ТОЛ-10-8.2-3У2 |
3 | ||
|
ТОЛ-10-1-8У2 |
27 | |||
|
0,5 |
ТКЛМ-0,5 |
3 | ||
|
0,5S |
ТОЛ-35Ш-1-5УХЛ1 |
6 | ||
|
Т-0,66М УЗ |
6 | |||
|
0,5 |
T-0,66 УЗ |
6 | ||
|
ТОЛ-10-1-2У |
4 | |||
|
0,5S |
ТОЛ-10-8.2-3У |
9 | ||
|
ТПЛМ-10 |
4 | |||
|
ТПФМ-10 |
2 | |||
|
ТПЛ-10 |
2 | |||
|
0,5 |
ТВЛМ-10 |
8 | ||
|
3 |
Счётчик электрической энергии |
0,2S/0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
9 |
|
0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
14 | ||
|
0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
4 | ||
|
СЭТ-4ТМ.03М.17 |
1 | |||
|
0,2S/0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М16 |
3 |
Таблица 3 - Документация
|
№ |
Наименование |
шт |
|
1 |
Методика поверки. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». МП 4222-001.1-6317026217 -2012 |
1 |
|
2 |
Программа испытаний. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». ПИ 4222-001.1-6317026217 -2012 |
1 |
|
3 |
Формуляр. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». ФО 4222-001.1-6317026217 -2012 |
1 |
|
4 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». Пояснительная записка.ЛПДС «Становая»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-02.000-ПЗ; ЛПДС «Никольское»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-01.000-ПЗ, ЛПДС «Пенза» - Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-06.000-ПЗ, ЛПДС «Соседка»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-07.000-ПЗ, ПС «Дружба» ЛПДС «Стальной конь» Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-05.000-ПЗ, ЛПДС «8Н» »- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-04.000-ПЗ |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом о поверке:
- методика поверки. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». МП 4222-001.1-6317026217 -2012, утвержденной ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.01. 2012 г;
Основные средства поверки:
средства поверки приведены в МП 515/446-2012
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электроэнергии с использованием ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» - (МИ МИ4222-001.1-6317026217-2012). Методика (метод) измерений аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №19/01.00181-2008/2012 от 15.01.2012г
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.
■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
■ ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
■ .ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Рекомендации к применению
-осуществление торговли и товарообменных операций
Смотрите также
