Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 63787-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "Сызранский НПЗ", г.Сызрань.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
63787-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "Сызранский НПЗ", г.Сызрань
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АО «Сызранский НПЗ» (далее-АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи: - измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии, - 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); - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; - передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений; - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей); - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); - диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень-измерительно-информационные комплексы (ИИК)), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S; 0,5S; 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии многофункциональные ION 7650 класса точности (КТ) 0,2S /0,5 (ГР №20175-01), ION 7330 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (ГР №22898-07) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (43 точки измерения). 2-й уровень–измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя два сервера HP Proliant DL380e Gen8, устройство синхронизации времени УСВ-2 (ГР №41681-10) , каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» 7.1. Результаты измерений и состояние средств измерений (журналы счетчиков) по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице 2.1, организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК АО «Сызранский НПЗ» в виде ХМL-макетов 80020, и записываются на сервер ИВК АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ». 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов RS-485/Ethernet, далее по основному каналу связи по локальной вычислительной сети АО «СНПЗ» на сервер ИВК, где производится обработка измерительной информации, сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM. Сформированные XML-отчеты передаются в информационную систему ООО «РН-Энерго» и дальнейшее направление подписанного ЭП макета 80020 в ПАК ОАО «АТС», а также заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии по выделенному каналу доступа в сеть Интернет. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и часов УСВ-2 на величину более ±1 с. Сличение показаний часов сервера и УСВ-2 происходит не реже 1 раза в 30 мин. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (далее-ПО) ПК «Энергосфера» 7.1 Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПК «Энергосфера» 7.1 приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) Значения
Наименование ПОПК «ЭНЕРГОСФЕРА»
Идентификационное наименование ПОПО «Сервер опроса»
Номер версии (идентификационный номер) ПО7.1.45.5761
Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОmd5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014–высокий. Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристикиПеречень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2. Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Номер измерительного каналаНаименование присоединенияСостав измерительного каналаВид электроэнергииПределы допускаемой основной относительной погрешности, ±(%)Пределы допускаемой от носительной погрешности в рабочих условиях,±(%) ±(%)
123456789
1ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17ТЛШ-10 У3КТ 0,5; 3000/5Зав. № 292Зав. № 284Зав. № 276НТМИ-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 1409ВА446ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A565-04УСВ-2 зав №2970А Р1,2 1,95,4 2,6
2ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 28ТЛШ-10 У3КТ 0,5; 3000/5Зав. № 275Зав. № 289Зав. № 280НТМИ-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 1409ВА459ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A560-04
Продолжение таблицы 2
123456789
3ГПП-1 110/6 кВ ТСН-1 0,4 кВТОП-0,66КТ 0,2S; 100/5Зав. № 4074224Зав. № 4074234Зав. № 4074220-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A269-12УСВ-2 зав №2970А Р0,7 1,22,3 2,6
5ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 43ТШЛ-10 У3КТ 0,5; 3000/5Зав. № 2023Зав. № 923Зав. № 3116НТМИ-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 1409ВА427ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A571-04
6ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56ТШЛ-10 У3КТ 0,5; 3000/5Зав. № 3599Зав. № 944Зав. № 1533НТМИ-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 1409ВА425ION 7650КТ 0,2S/0,5 Зав. № MJ-1312A573-04
7ГПП-1 110/6 кВ ТСН-2 0,4 кВТОП-0,66КТ 0,2S; 100/5Зав. № 4074219Зав. № 4074228Зав. № 4074230-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A271-12
8ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11ТОЛ-НТЗ-10КТ 0,5S;2000/5Зав. № 05927Зав. № 05804Зав. № 05859ЗНОЛП-НТЗ-6КТ 0,56000/100Зав. № 06826Зав. № 06820Зав. № 06822ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A566-04
9ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 24ТОЛ-НТЗ-10КТ 0,5S;2000/5Зав. № 05926Зав. № 05801Зав. № 05797ЗНОЛП-НТЗ-6КТ 0,56000/100Зав. № 06813Зав. № 06814Зав. № 06812ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A568-04
10ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 37ТОЛ-НТЗ-10КТ 0,5S, 2000/5Зав. № 05800Зав. № 05802Зав. № 05806ЗНОЛП-НТЗ-6КТ 0,56000/100Зав. № 06836Зав. № 06879Зав. № 06818ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A570-04
11ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56ТОЛ-НТЗ-10КТ 0,5S;2000/5Зав. № 05860Зав. № 05805Зав. № 05856ЗНОЛП-НТЗ-6КТ 0,56000/100Зав. № 06825Зав. № 06821Зав. № 06819ION 7650КТ 0,2S/0,5Зав. № MJ-1312A567-04
Продолжение таблицы 2
123456789
12ТП-3б 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 10 ООО "Адгезия- ЗИМ"ТЛК-10-5 У3КТ 0,5,100/5Зав. № 14126Зав. № 14128НАМИТ-10-1КТ 0,56000/100Зав. № 0752ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A259-12УСВ-2 зав№2970А Р1,3 2,16,0 4,2
13ТП-3б 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 5 ООО "Адгезия-ЗИМ"ТЛК-10-5 У3 КТ 0,5,100/5 Зав. № 14354 Зав. № 13819НАМИТ-10-1 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 0743ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A376-12
14ТП-52 6/0,4кВ фид. 12 РУ 6-кВТОЛ-10-II У2КТ 0,5; 50/5Зав. № 2108Зав. № 2107НАМИ-10КТ 0,26000/100Зав. № 2994ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A347-12
15ТП-93 6/0,4 кВ ООО «Транссервис СНПЗ ПР-0,4 кВТОП-0,66КТ 0,2S; 50/5Зав. № 4077161Зав. № 4077166Зав. № 4077164-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A266-12
16ТП-50 6/0,4 кВ фид. 15 ЗРУ 6-кВ ТПК-10 У3КТ 0,5,150/5Зав. № 00390Зав. № 00552Зав. № 00632ЗНОЛ.06-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 5356Зав. № 5349Зав. № 5357ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A264-12
17ТП-50 6/0,4 кВ фид. 18 ЗРУ 6-кВ ТПК-10 У3КТ 0,5,150/5Зав. № 01030Зав. № 00089Зав. № 01044ЗНОЛ.06-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 13019Зав. № 13203Зав. № 13139ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A351-12
18ТП-50 6/0,4 кВ фид. 17 ЗРУ 6-кВ ООО «Сызранская Топливная Компания»ТПК-10 У3КТ 0,5,100/5Зав. № 01384Зав. № 01119Зав. № 01230ЗНОЛ.06-6 У3КТ 0,56000/100Зав. № 5356Зав. № 5349Зав. № 5357ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A297-12
19ООО «Спец РСУ» СНПЗ, РУ-0,4 кВ ТОП-0,66КТ 0,2S,50/5Зав. № 4077163Зав. № 4077166Зав. № 4077162-ION 7330 КТ 0,5S/1 Зав. № MB-1312A296-12
Продолжение таблицы 2
123456789
20ТП-90а 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12ООО «Инвест стройснаб»ТЛК-10-5 У3КТ 0,5; 100/5Зав. № 12537Зав. № 12376НАМИТ-10-1 УХЛ2КТ 0,26000/100Зав. № 0925ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312А272-12УСВ-2 зав№2970А Р1,2 1,95,9 4,2
21ТП-18а 6/0,4кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗ ТП-18а СОД-1ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5Зав. № 4074227Зав. № 4074231Зав. № 4074221-ION 7330КТ 0,5S/1 Зав. № МВ-1312А261-12
22ТП-18а 6/0,4кВ ОАО «Приволжск нефтепровод» СНПЗ ТП-18а СОД-2ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5Зав. № 4074223Зав. № 4074233Зав. № 4074214-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А348-12
23ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» узел учёта нефти ввод№1 СНПЗТШП-0,66КТ 0,2S;20/5Зав. № 4075632Зав. № 4075631Зав. № 4075624-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A262-12
24ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» узел учёта нефти ввод№2 СНПЗТШП-0,66КТ 0,2S;20/5Зав. № 4075625Зав. № 4075626Зав. № 4075628-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A260-12
25ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗ,ЩСУ1-1ТШП-0,66КТ 0,2S;600/5Зав. № 4102101Зав. № 4102104Зав. № 4102099-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A380-12
26ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗ,ЩСУ1-2ТШП-0,66КТ 0,2S;600/5Зав. № 4102102Зав. № 4102103Зав. № 4102100-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A263-12
Продолжение таблицы 2
123456789
27ТП-6А 6/0,4 кВ ООО «Вектор-сервис» СНПЗТОП-0,66КТ 0,2S;20/5 Зав. № 4075627Зав. № 4075630Зав. № 4075629-М7330ION 0,5S/1 Зав. № МВ-1312А-392-12УСВ-2 зав№2970А Р0,7 1,23,2 3,6
28ТП-48 6/0,4 кВ РП-0,4 кВ ф.1 ОАО Средне-Волжский штаб ВГСЧ"ТОП-0,66КТ 0,2S; 75/5Зав. № 4076098Зав. № 4076101Зав. № 4076102-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А-398-12
29ТП-38а 6/0,4кВ ПР -0,4 кВ ф. 7 ООО "РН-Информ"ТШП-0,66КТ 0,2S;300/5Зав. № 4103298Зав. № 4103302Зав. № 4103305-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А-377-12
30ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-5 0,4 кВ ф. №6 ООО "Сызраньремстрой"ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5Зав. № 4074222Зав. № 4074236Зав. № 4074215-ION 7330 КТ 0,5SЗав. № MB-1312A257-12
31ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-3 0,4 кВ ф. №4 ООО "Сф"Теплои золяция"ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5Зав. № 4074226Зав. № 4074232Зав. № 4074216-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A395-12
32ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-4 0,4 кВ яч. 5 ООО "ПСМ+"ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5Зав. № 4074211Зав. № 4074213Зав. № 4074212-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A393-12
33ТП-41а 6/0,4 В ПР-5 0,4 кВ яч. №5 ОАО «ВБРР»ТОП-0,66КТ 0,2S;30/5Зав. № 4076086Зав. № 4076096Зав. № 4076094-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A355-12
34ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-5 0,4 кВ ф. №6 ООО "Сызрань ремстрой"ТОП-0,66КТ 0,2S;100/5 Зав. № 4074225Зав. № 4074237Зав. № 4074217-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A397-12
Продолжение таблицы 2
123456789
35ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-5 0,4 кВ яч.8 ЩО-5 ОАО "Вымпелком-КоммуникацииТОП-0,66КТ 0,2S;30/5Зав. № 4076090Зав. № 4076092Зав. № 4076085-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A354-12УСВ-2 зав№2970А Р0,7 1,23,2 3,6
36ТП-41а 6/0,4кВ ПР-5 0,4 кВ яч. №9 ООО "МСС Поволжье"ТОП-0,66КТ 0,2S;30/5Зав. № 4076095Зав. № 4076083Зав. № 4076091-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A381-12
37ТП-41а 6/0,4кВ ПР-6 0,4 кВ яч. №6 ООО "Техносервис"ТОП-0,66КТ 0,2S;150/5Зав. № 4074238Зав. № 4074240Зав. № 4074239-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A383-12
38ТП "Береговая" 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 11ТЛК-10КТ 0,5,100/5Зав. № 6642Зав. № 2866Зав. № 6589НАМИ-10КТ 0,56000/100Зав. № 531ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A384-12
39ТП "Береговая" 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 12ТЛК-10КТ 0,5,100/5Зав. № 1392Зав. № 0523Зав. № 1887НАМИТ-10КТ 0,26000/100Зав. № 0380ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A356-12
40ТП "Береговая" 6/0,4 кв РУ-6 кВ яч. 20С/о"НефтяникТЛК-10-6 У3КТ 0,5,150/5Зав. № 0169Зав. № 0621НАМИТ-10КТ 0,26000/100Зав. № 0380ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A353-12
41ТП-76 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ секция №1, панель №2ООО «Квант»ТШП-0,66КТ 0,2S; 200/5Зав. № 4102521Зав. № 4102520Зав. № 4102522-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А350-12
42КТП-5 6/0,4 кВ ОАО «Самаранефте-газ» Здание ЦЗЛ ЮГ ШП-1 Ф-6ТОП-0,66КТ 0,2S, 75/5Зав. № 4076099Зав. № 4076100Зав. № 4076103-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А359-12
Продолжение таблицы 2
123456789
43КТП-5 6/0,4 кВ ООО «Полакс» СНПЗ РП-0.4ТОП-0,66КТ 0,2S,30/5Зав. № 4076089Зав. № 4076093Зав. № 4076087-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № МВ-1312А360-12УСВ-2 зав№2970А Р0,7 1,23,2 3,6
44ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-2 0,4 кВ яч. №1 ОАО «ВБРР»ТОП-0,66КТ 0,2S;30/5Зав. № 4076084Зав. № 4076088Зав. № 4076097-ION 7330 КТ 0,5S/1Зав. № MB-1312A294-12
Примечания: 1. А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия; 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95; 3. Нормальные условия: параметры сети: напряжение (0,98÷1,02) Uном; для ИК №1,2,5,6,12,13,14,16,17,18,20,38,39,40 ток (0,05÷1,2) Iном, для ИК №3,7,8,9,10,11,15,19,21-37,41-44 ток (0,01÷1,2) Iном, cos φ = 0,9 инд; температура окружающей среды (20(5) (С; 4. Рабочие условия: параметры сети: напряжение (0,9÷1,1) Uном; для ИК №1,2,5,6,12,13,14,16,17,18,20,38,39,40 ток (0,05÷1,2) Iном, для ИК №3,7,8,9,10,11,15,19,21-37,41-44 ток (0,01÷1,2) Iном, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков ION 7330 от минус 20 °С до +50 °С; ION 7650 от минус 20 °С до +70 °С; для сервера от +10 °С до + 35 °С; 5. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №1,2,5,6 при I = 0,05Iном, cos φ = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С, для ИК №3,7 при I = 0,01Iном, cos φ = 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С, для ИК №8,9,10,11,15,19,21-37,41-44 при I = 0,01Iном, cos φ = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20°С до +40°С, ИК №12,13,14,16,17,18,20,38,39,40 при I = 0,05Iном, cos φ =0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20°С до +40°С. 6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМL-макетов 80020 на сервер ИВК АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ» приведен в таблице 2.1 Таблица 2.1 - Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМL-макетов 80020 на сервер ИВК АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ»
Номер ИКНомер диспетчерского наименования АИИС КУЭ смежного субъектаДиспетчерское наименование точки измеренияНаименование АИИС КУЭ, номер в Государственном реестре средств измерений
1234
16ОМВ-110 кВСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кубра» (ГР № 62090-15)
27ВЛ-110 кВ СНПЗ-1
38ВЛ-110 кВ СНПЗ-2
419КЛ-35кВ ВОДОЗАБОР-1Система измерительно-информационная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Волжская ТГК» Самарского региона (ГР № 35905-07)
520ВЛ-35кВ ВОДОЗАБОР-2
621ВЛ-35кВ ЦРП-3-2
7429КЛ-35кВ «ЦРП-3-1» яч.13Канал измерительной системы измерительно-информационной коммерческого учета электрической энергии ОАО «Волжская ТГК» Самарского региона (ГР № 48838-12)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока трансформаторов тока (ТТ) приведены в таблице 3. Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии
Номер измеритель-ного каналаЗна-чение cos φПредел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %
12345678910
АРАРАРАР
8-110,5±5,4±2,6±3,0±1,7±2,2±1,4±2,2±1,4
3,70,5±2,3±2,6±1,7±2,4±1,2±2,3±1,2±2,3
15,19, 21-37, 41-440,5±3,2±3,6±2,8±3,5±2,6±3,4±2,6±3,4
1,2,5,60,5--±5,4±2,6±2,9±1,6±2,2±1,4
Продолжение таблицы 3
12345678910
12,13, 16,17, 18,380,5--±6,0±4,2±3,8±3,7±3,3±3,6
14,20, 39,400,5--±5,9±4,2±3,7±3,6±3,1±3,5
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчик электрической энергии многофункциональный ION 7330, ION 7650 -среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов; -среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; трансформатор тока (напряжения) -среднее время наработки на отказ не менее 40∙105 часов, устройство синхронизации времени УСВ-2 -среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов; -среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; сервер -среднее время наработки на отказ не менее Т = 89600 часов, -среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа. Надежность системных решений: -защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК 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. Регистрация событий: журнал событий счетчика: - параметрирования; - воздействия внешнего магнитного поля; - вскрытие счетчика; -пропадания напряжения; - коррекции времени в счетчике; журнал сервера: - даты начала регистрации измерений; - перерывов электропитания; - потери и восстановления связи со счётчиками; - программных и аппаратных перезапусков; - корректировки времени в счетчике и сервере; - изменения ПО. Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - электросчетчика; - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - сервера ИВК; защита информации на программном уровне: - результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи); - установка пароля на счетчик; - установка пароля на сервер. Глубина хранения информации: - электросчетчик ION - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет 3,7 месяца; - сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системыНомер в Гос.реестре СИКоличество (шт.)
123
Счетчик электрической энергии многофункциональный ION (исполнение ION 7330 (М7330А0В0В0А0А6А)), КТ 0,5S/1,0 22898-0735
Счетчик электрической энергии многофункциональный ION (исполнение ION 7650 (М7650А0С0В5А0А6Е)), КТ 0,2S/0,522898-078
Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,522944-136
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,2S15174-0648
Трансформатор тока ТШЛ-10, КТ 0,53972-736
Трансформатор тока ТЛШ-10, КТ 0,511077-0712
Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10, КТ 0,5S51679-129
Трансформатор тока ТЛК-10, КТ 0,59143-015
Трансформатор тока ТШП-0,66, КТ 0,2S15173-066
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6, КТ 0,53344-083
Трансформатор напряжения НАМИТ-10, КТ 0,2 (модификация НАМИТ-10-1, КТ 0,5)16687-973 1
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,211094-871
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5380-494
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6, КТ 0,551676-129
Устройство синхронизации времени УСВ-241681-101
Сервер HP Proliant DL380e Gen8-2
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-01-0274142328-20161
Формуляр ФО 4222-01-0274142328-20161
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МП 4222-01-0274142328-2016 «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сызранский НПЗ». Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.01.2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты: -трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003; -трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011; -счетчики электрической энергии многофункциональные ION 7330, ION 7650 в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки МП 2203-0066-2006», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в декабре 2006 г ; -устройство синхронизации времени УСВ-2, УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2». Методика поверки. ВЛСТ.237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г; -радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04; -мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автомати-зированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии АО «Сызранский НПЗ» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия. ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S. ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
Заявитель Акционерное общество «Сызранский НПЗ» (АО «Сызранский НПЗ») Адрес почтовый (юридический): 446009, Самарская обл., г. Сызрань, ул. Астраханская, д. 1 ИНН 6325004584
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г. Самара Тел. (846) 3360827 E-mail: smrcsm@saminfo.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.