Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АНПЗ ВНК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76748-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76748-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АНПЗ ВНК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "РН-Энерго", г.Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76748-19: Описание типа СИ | Скачать | 109.2 КБ | |
| 76748-19: Методика поверки МП ЭПР-196-2019 | Скачать | 7.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», источник точного времени (устройство сбора и передачи данных с подключенным к нему устройством синхронизации системного времени (УССВ)), каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется от сервера на АРМ ООО «РН-Энерго». Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, часы устройства сбора и передачи данных, устройство синхронизации системного времени (УССВ).
Сравнение показаний часов устройства сбора и передачи данных с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УССВ) осуществляется не реже одного раза в сутки, корректировка часов устройства сбора и передачи данных производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами устройства сбора и передачи данных осуществляется при каждом сеансе связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов сервера производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, устройства сбора и передачи данных и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/ ИТВ |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
КТПН-25 кВА 6/0,4 кВ ТО КРО Сибирского филиала ОАО «Мегафон», ввод 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 |
|
2 |
КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 11 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
3 |
КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 9 |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
4 |
КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 7 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-07 Фазы: А; С Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: В |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.№ 8 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
6 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.№ 17 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
7 |
РТП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№ 1А |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
8 |
РТП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№ 2Б |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
9 |
ТП-21 6/0,4 кВ, РУ-0,4кВ 2СШ 0,4кВ, яч.№ 19 |
Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
10 |
ТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ 0.4 кВ, яч.№ 20 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
КТП-1 6/0,4 кВ (РТП-10 6 кВ), РУ-0,4 кВ, яч.№ 7 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 |
|
12 |
ТП-12 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ 0.4 кВ, п.3 яч.4 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
13 |
ТП-12 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, п.7 яч.3 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
14 |
РТП-7 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№ 21 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
15 |
ТП-12 6/0,4 кВ, РУ-0.4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, п.1 гр.2 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,6 | |
|
16 |
РТП-7 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№ 17 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
РТП-7 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№ 18 |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 29390-05 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
18 |
ГПП-5 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4СШ 6 кВ, яч.№ 38 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
19 |
ГПП-5 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№ 10 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
20 |
РТП-7 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№ 4 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
21 |
КТПН-250 кВА 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1» (от ГПП-5 110 кВ), ввод 0,4 кВ |
ТШП-40 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 58385-14 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
22 |
Щит-0,4 кВ строительной площадки, КЛ-0.4 кВ от п.№ 4 1ЩСУ-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
23 |
КТПН-3 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1», ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
|
24 |
Узел учета № 2 0.4 кВ, КЛ-0.4 кВ от п.3 1Щ-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
25 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ С-701 |
ТВ-110 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С |
I С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
26 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ С-702 |
ТВ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С |
II С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
27 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТВ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С |
I С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С II С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
28 |
КТПН-250 кВА 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1» (от ГПП-1 110 кВ), ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |
|
29 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС - Ачинский НПЗ I цепь (Д-83) |
ТВ-220 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С |
I С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101528 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
30 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ |
IMB 245 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32002-06 Фазы: А; В; С |
I С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С II С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
31 |
ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС - Ачинский НПЗ II цепь (Д-84) |
ТВ-220/25 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3191-72 Фазы: А; В; С |
II С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена устройства сбора и передачи данных на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
31 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 5 до 120 |
|
частота, Гц |
от 0,5 до 1,0 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, |
от -45 до +40 |
|
°С |
от +10 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для устройства сбора и передачи данных: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
44000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована);
устройстве сбора и передачи данных (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
18 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-60 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
13 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10У3 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-40 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-220 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
IMB 245 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-220/25 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-6 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-220-58 У1 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
31 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-16HVS |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL580 G5 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-196-2019 |
1 |
|
Формуляр |
770652.411789.001.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-196-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 20.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «АНПЗ ВНК», свидетельство об аттестации № 225/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
