Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Газпромнефть-ОНПЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70838-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70838-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Газпромнефть-ОНПЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 488 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 70838-18: Описание типа СИ | Скачать | 117.2 КБ | |
| 70838-18: Методика поверки МП 206.1-049-2018 | Скачать | 862 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-ОНПЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Газпромнефть-ОНПЗ», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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.
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 вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ и сервер энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.07, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2.1 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.21, ВЛ-35кВ 12Ц |
ТФМ-35-II Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.2 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.20, КЛ-35кВ 2Ц |
ТФНД-35М Кл. т. 0,5 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.3 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.19, КЛ-35кВ 11Ц |
ТОЛ-35 III Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.4 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.17, ВЛ-35кВ 1Ц |
ТФМ-35-II Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.5 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.16, КЛ-35кВ 3Ц |
ТОЛ-35 III Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.6 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.15, КЛ-35кВ 4Ц |
ТОЛ-35 III Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.7 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.9, КЛ-35кВ 5Ц |
ТФМ-35-II Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2.8 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.5, ВЛ-35кВ 10Ц |
ТФМ-35-II Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.9 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.2, КЛ-35кВ 6Ц |
ТФНД-35М Кл. т. 0,5 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.10 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, ПСШ, яч.1, ВЛ-35кВ 8Ц |
ТФЗМ-35-II Кл. т. 0,5S 600/5 |
НИОЛ-СТ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.11 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 1, яч.4, КЛ-6кВ 4Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.12 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 1, яч.6, КЛ-6кВ 6Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.13 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 1, яч.8, КЛ-6кВ 8Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.14 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 2, яч.18, КЛ-6кВ 18Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.15 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 2, яч.19, КЛ-6кВ 19Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.16 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 3, яч.33, КЛ-6кВ 33Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.17 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 3, яч.34, КЛ-6кВ 34ША |
ТОЛ -10 Кл. т. 0,5S 400/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2.18 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 3, яч.37, КЛ-6кВ 37Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.19 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 3, яч.38, КЛ-6кВ 38ШБ |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2.20 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 5, яч.61, КЛ-6кВ 61Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2.21 |
Омская ТЭЦ-3 (110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 5, яч.65, КЛ-6кВ 65Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3.1 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.1, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (43Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.2 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 2СШ, яч.2, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (42Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 600/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.3 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.4, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (41Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.4 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.8, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (45Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.5 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 2СШ, яч.10, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (46Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.6 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 2СШ, яч.11, ВЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (48Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3.7 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 2СШ, яч.13, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (52Ц) |
ТПЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.8 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 2СШ, яч.15, КЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (50Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.9 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ЗРУ-35кВ, 1СШ, яч.17, ВЛ-35кВ Омская ТЭЦ-4 - ОНПЗ (47Ц) |
ТПОЛ -35 Кл. т. 0,5 1000/5 |
ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
3.16 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 6Ш, яч.54, КЛ-6кВ 454Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.17 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 5Ш, яч.55, КЛ-6кВ 455Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.18 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 5Ш, яч.57, КЛ-6кВ 457Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.19 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 6Ш, яч.62, КЛ-6кВ 462Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.20 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 6Ш, яч.64, КЛ-6кВ 464Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.21 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 6Ш, яч.70, КЛ-6кВ 470Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.22 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 7Ш, яч.79, КЛ-6кВ 479Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3.23 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 8Ш, яч.80, КЛ-6кВ 480Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.24 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 7Ш, яч.81, КЛ-6кВ 481Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.25 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 8Ш, яч.82, КЛ-6кВ 482Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.26 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 7Ш, яч.83, КЛ-6кВ 483Ш |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.27 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 8Ш, яч.92, КЛ-6кВ 492Ш |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3.10 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 3Ш, яч.33, КЛ-6кВ 433Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3.11 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 4Ш, яч.32, КЛ-6кВ 432Ш |
ТПОЛ -10 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3.12 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 4Ш, яч.26, КЛ-6кВ 426Ш |
ТОЛ 10-I Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3.13 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 2Ш, яч.16, КЛ-6кВ 416Ш |
ТОЛ 10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3.14 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 1Ш, яч.15, КЛ-6кВ 415Ш |
ТОЛ 10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3.15 |
Омская ТЭЦ-4 (220/110/35/6/0,4 кВ), ГРУ-6кВ, сек. 2Ш, яч.8, КЛ-6кВ 408Ш |
ТОЛ 10-I Кл. т. 0,5S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
4.2.1 |
ПС 220/6 кВ «Нефтезаводская», ЗРУ-220 кВ, Ввод D01 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,6 |
|
4.2.2 |
ПС 220/6 кВ «Нефтезаводская», ЗРУ-220 кВ, Ввод D02 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,6 |
|
4.2.3 |
ПС 220/6 кВ «Нефтезаводская», ЗРУ-220 кВ, Ввод D03 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,6 |
|
4.2.4 |
ПС 220/6 кВ «Нефтезаводская», ЗРУ-220 кВ, Ввод D04 |
AMT 245/1 Кл. т. 0,2 800/1 |
STE 1/245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,6 |
|
4.1.1 |
ПС 220/6 кВ «Ароматика», ЗРУ 220 кВ, ВЛ-220 кВ Лузино -Ароматика (ВЛ Д-7) |
ELK-CN14 Кл. т. 0,2S 1000/5 |
SU 252/B Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
4.1.2 |
ПС 220/6 кВ «Ароматика», ЗРУ 220 кВ, ВЛ-220 кВ Ароматика -Омская ТЭЦ-4 (ВЛ Д-17) |
ELK-CN14 Кл. т. 0,2S 1000/5 |
SU 252/B Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,6 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02(0,05)1НОМ, температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 2.1-2.21, № 3.1-3.27, № 4.1.1-4.1.2, № 4.2.1-4.2.4 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
54 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
165000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
|
для электросчетчика A18O2RAL-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
для электросчетчика A18O2RALXQ-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-ОНПЗ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-35-II |
17552-06 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-35М |
3689-73 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 III |
47959-11 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35-II |
17552-06 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ -10 |
47958-11 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ -10 |
47959-11 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ -35 |
5717-76 |
16 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-35 |
47958-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
7069-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ -10 |
1261-02 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 10-I |
15128-03 |
8 |
|
Трансформатор тока |
AMT 245/1 |
39472-08 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ELK-CN14 |
58214-14 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НИОЛ-СТ-35 |
58722-14 |
7 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
8 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
912-54 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
STE 1/245 |
37111-08 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
SU 252/B |
63512-16 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
36 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-17 |
12 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
2 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
- |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-049-2018 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.488 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-049-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-ОНПЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 08.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков A18O2RAL-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A18O2RALXQ-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-ОНПЗ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
