№1331 от 21.09.2016
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 26576
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АО "Сызранский НПЗ"
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ ИТОРГО1ЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росспядарт)
ПРИКАЗ21 сентября 2016 г. 1331
--—-■---- №
Москва
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную, информационно-измерительную коммерческого учета электроэнерги и АО «Сызранский НПЗ»
Во исполнение Административного регламента по предоставлению ' Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970, зарегистрированного в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940 (далее — Административный регламент) и в связи с обращениями АО «СИЛЗ» от 26 августа 2016 г. № 04-22-863а и от 29 августа 2016 г. № 04-22-867а приказываю:
г.
I
-
1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АО «Сызранский НПЗ», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 63787-16^ изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу. |
-
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание тйпа средства измерений.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
Заместитель Руководителя
.‘S!
Управление
даботы и внешних
связей
^Ьминистратнвной
Приложение
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» сентября 2016 г. № 1331
Изменения в описание типа на систему автоматизированнуюинформационно-измерительную коммерческого учета электроэнерги
АО «Сызранский НПЗ»
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ А ИЗМЕРЕНИЙ
■ . I
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сызранский НПЗ»
Назначение средства измерений
Система 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. i
I
I
вую
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровне: автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
-
- периодический (Г 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, данньх о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внещних пользователей);
от
-
- обеспечение i защиты ; оборудования, программного обеспечения и данных
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
трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S; 0,5S; 0,5 по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (TH) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии многофункциональные ION 7650 класса точности (КТ) 0,2S/0,2h ION 7330 класса точности (КТ) 0,5S/l (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 У СВ-2 (ГР № 4 10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
681-
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 то измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК АО «Сызранский НПЗ» в виде XML-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 поступаю' соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии, мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал, мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцео 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, интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интерв; времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется 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/Ethei 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 «PH-Энерго» и дальнейшее направление подписанного ЭП макета 80020 в ПАК ОАО «АТС», а также заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии цо 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 ИЕК и от rJIOHACC/GPS-приёмника. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервер а 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
чкам
2.1,
it на В счетчике По соре
( как алов как
met,
синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым
• i-
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 корректировку.
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 I
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значения | |
|
Наименование ПО |
ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Сервер опроса» | |
|
Продолжение таблицы 1 | ||
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.1.45.5761 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08 А |
2ВВ7814Е |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 | |
|
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамерен изменений по Р.50.2.077-2014-высокий. |
[НЫХ | |
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
|
-Гомер измерительного каналг |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
; 7 |
|
1 |
ГПП-1 ( 110/6 кВ, г РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17 |
ТЛШ-10 УЗ ; КТ 0,5; 3000/5 Зав. № 292 Зав. № 289 Зав. № 276 |
НТМИ-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. № 1409ВА425 |
ION 7650 КТ 0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A565-04 |
У СВ-2 зав №2970 |
Активная Реактивная |
|
2 |
ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 28 |
ТЛШ-10 УЗ КТ 0,5; 3000/5 Зав. №275 Зав. № 284 Зав. № 280 |
НТМИ-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. № 1409ВА427 |
ION 7650 KT0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A560-04 | ||
|
3 |
ГПП-1 110/6 кВ ТСН-1 0,4 кВ |
ТОП-0,66 КТ 0,2S; 100/5 Зав. № 4074224 Зав. № 4074234 Зав. № 4074220 |
- |
ION 7650 KT0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A569-04 | ||
|
5 |
ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 43 |
ТШЛ-ЮУЗ КТ 0,5; 3000/5 Зав. № 2023 Зав. № 923 Зав. №3116 |
НТМИ-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. №1410ВА459 |
ION 7650 КТ 0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A571-04 | ||
|
6 |
ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56 |
ТШЛ-ЮУЗ КТ 0,5; 3000/5 Зав. №3599 Зав. № 944 Зав. №1533 |
НТМИ-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. №1409ВА446 |
ION 7650 KT0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A573-04 |
о г-о § а М сч И О |
i 1 1 i 3 3 : 2 И ; s аз н 1 |
|
7 |
ГПП-1 110/6 кВ ТСН-2 0,4 кВ |
ТОП-0,66 KT0,2S; 100/5 Зав. № 4074219 Зав. №4074228 Зав. №4074230 |
- |
ION 7650 KT0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A564-04 | ||
|
8 |
ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11 |
ТОЛ-НТЗ-Ю-22, KT0,5S; 2000/5, Зав. № 05927, Зав. № 05804, Зав. № 05859 ] |
ЗНОЛП-НТЗ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 06826 Зав. №06820 Зав. № 06822 |
ION 7650 KT 0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A566-04 | ||
|
9 |
ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 24 |
ТОЛ-НТЗ-Ю-22 КТ 0,5S;2000/5 Зав. № 05926 Зав. № 05801 Зав. № 05797 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. №06813 Зав. №06814 Зав. №06812 |
ION 7650 KT 0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A568-04 | ||
|
10 |
ГПП-2 ; 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 37 |
ТОЛ-НТЗ-Ю-22 КТ 0,5S, 2000/5 Зав. № 05800 Зав. № 05802 Зав. №05806 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 06836 Зав. № 06879 Зав. №06818 |
ION 7650 KT0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A570-04 | ||
|
11 |
ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56 |
ТОЛ-НТЗ-Ю-22 КТ 0,5S;2000/5 Зав. №05860 Зав. № 05805 Зав. № 05856 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 06825 Зав. № 06821 Зав. №06819 |
ION 7650 KT 0,2S/0,2 Зав. № MJ-1312A567-04 |
|
12 |
ТП-Зб 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 10 000 "Адгезия-ЗИМ" |
ТЛК-10-5 УЗ КТ 0,5,100/5 Зав. № 14126 Зав. № 14128 |
НАМИТ-Ю-1 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 0752 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А259-12 |
I | |
|
13 |
ТП-Зб 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 5 ООО "Адгезия-ЗИМ" |
ТЛК-10-5 УЗ КТ 0,5,100/5 Зав. № 14354 Зав. №13819 |
НАМИТ-Ю-1 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 0743 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А376-12 | ||
|
14 |
ТП-52 6/0,4кВ фид. 12 РУб-кВ |
ТОЛ-10-1-2 КТ 0,5; 50/5 Зав. №2108 Зав. №2107 |
НАМИ-Ю КТ 0,2 6000/100 Зав. № 2994 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А347-12 | ||
|
15 |
ТП-93 6/0,4 кВ ООО «Транссервис СНПЗ ПР-0,4 кВ |
ТОП-0,66 KTO,2S;5O/5 Зав. №4077161 Зав. №4077166 Зав. №4077164 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А266-12 • |
о г- й со ГЧ Й О |
2 И Я аа « § 1 1 1 |
|
16 |
ТП-50 6/0,4 кВ фид. 15 ЗРУб-кВ |
ТПК-ЮУЗ КТ 0,5,150/5 Зав. № 00390 Зав. №00552 Зав. № 00632 |
ЗНОЛ.06-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. № 13019 Зав. № 13203 Зав. №13139 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А264-12 | ||
|
17 |
ТП-50 6/0,4 кВ фид. 18 ЗРУ 6-кВ |
ТПК-ЮУЗ КТ 0,5,150/5 Зав. №01030 Зав, №00089 Зав. №01044 |
ЗНОЛ.06-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. № 5356 Зав. № 5349 Зав. № 5357 |
ION 7330 КТ 0.5S/1 Зав. № МВ-1312А351-12 | ||
|
18 |
ТП-50 6/0,4 кВ фид. 17 ЗРУ 6-кВ ООО «Сызранская Топливная Компания» |
ТПК-ЮУЗ КТ 0,5, 75/5, Зав. №01384 Зав. №01119 Зав. №01230 |
ЗНОЛ.06-6 УЗ КТ 0,5 6000/100 Зав. № 5356 Зав. № 5349 Зав. № 5357 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А297-12 | ||
|
19 |
ООО «Спец РСУ» СНПЗ, РУ-0,4 кВ |
ТОП-0,66 КТ 0,2S,50/5 Зав. №4077163 Зав. №4077165 Зав. №4077162 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А296-12 | |||
|
20 |
ТП-90а 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12 ООО «Инвест стройснаб» |
ТЛК-10-5 УЗ КТ 0,5; 100/5 Зав. № 12537 Зав. № 12376 |
НАМИТ-Ю-1 УХЛ2 КТ 0,2 6000/100 Зав. №0919 |
ION 7650, КТ 0,2S/0,2, Зав. № MJ-1312A562-04 | ||
|
21 |
ТП-18а6/0,4кВ |
; ТОП-0,66 |
- |
ION 7330 |
|
ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗТП-18а СОД-1 |
КТ 0,2S;100/5 Зав. №4074227 Зав. №4074231 Зав. № 4074221 |
КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А261-12 | ||||
|
22 |
ТП-18а6/0,4кВ ОАО «Приволжск нефтепровод» СНПЗ ТП-18а СОД-2 |
ТОП-0,66 КТ 0,2S; 100/5 Зав. № 4074223 Зав. № 4074233 Зав. №4074214 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А348-12 | ||
|
23 |
ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» узел учёта нефти ввод №2 СНПЗ |
ТОП-0,66 КТ 0,2S;20/5 Зав. №4075632 Зав. №4075631 Зав. № 4075624 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А262-12 |
УСВ-2 зав№2970 |
Активная Реактивная |
|
24 |
ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» узел учёта нефти Ввод №1 СНПЗ |
ТОП-0,66 KT0,2S;20/5 Зав. № 4075625 Зав. № 4075626 Зав. №4075628 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А260-12 | ||
|
25 |
ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗ,ЩСУ1-2 |
ТШП-0,66 KT0,2S;600/5 Зав. №4102101 Зав. №4102104 Зав. № 4102099 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А380-12 | ||
|
26 |
ТП-6А 6/0,4 кВ ОАО «Приволжск-нефтепровод» СНПЗ, ЩСУ1-1 |
ТШП-0,66 KT0^S;600/5 Зав. №4102102 Зав. №4102103 Зав. №4102100 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А263-12 | ||
|
27 |
ТП-6А 6/0,4 кВ ООО «Вектор-сервис» СНПЗ |
ТОП-0,66 КТ 0,2S;20/5 Зав. №4075627 Зав. №4075630 Зав. № 4075629 |
М7330 ION 0,5S/l Зав. № МВ-1312А-392-12 | |||
|
28 |
ТП-48 6/0,4 кВ РП- 0,4 кВ ф. 1 ОАО Средне-Волжский штаб ВГСЧ" |
ТОП-0,66 KT0,2S; 75/5 Зав. № 4076098 Зав. №4076101 ;3ав. № 4076102 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А-398-12 | ||
|
29 |
ТП-38а 6/0,4кВ ПР -0,4 кВ ф.7 ООО "РН-Информ" |
ТШП-0,66 KT0,2S;300/5 Зав. №4103298 Зав. №4103302 Зав. №4103305 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А377-12 |
|
30 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-2 0,4 кВ ф. №3 ООО «Сызраньремстрой» |
ТОП-0,66 КТ 0,2S;100/5 Зав. № 4074222 Зав. № 4074236 Зав. № 4074215 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А257-12 |
i i | |
|
31 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-3 0,4 кВ ф. №4 ООО "Сф"Теплои-золяция" |
ТОП-0,66 КТ 0,2S;100/5 Зав. №4074226 Зав. № 4074232 Зав. №4074216 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А395-12 | ||
|
32 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-4 0,4 кВ яч. 5 ООО "ПСМ+" |
ТОП-0,66 КТ 0,2S; 100/5 Зав. №4074211 Зав. №4074213 Зав. № 4074212 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А393-12 |
УСВ-2 зав№2970 |
Активная Реактивная |
|
33 |
ТП-41а6/0,4В ПР-5 0,4 кВ яч. №5 ОАО «ВБРР» |
ТОП-0,66 KT0,2S;30/5 Зав. № 4076086 Зав. № 4076096 Зав. № 4076094 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А355-12 | ||
|
34 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-5 0,4 кВ ф. №6 000 "Сызрань ремстрой" |
ТОП-0,66 КТ 0,2S; 100/5 Зав. №4074225 Зав. № 4074237 Зав. № 4074217 |
- |
ION 7330 KT0,5S/l Зав. № МВ-1312А397-12 | ||
|
35 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-5 0,4кВяч.8 ЩО-5 ОАО "Вымпелком-Коммуникации |
ТОП-0,66 KT0,2S;30/5 Зав. № 4076090 Зав. № 4076092 Зав. № 4076085 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А354-12 | ||
|
36 |
ТП-41а 6/0,4кВ ПР-5 0,4 кВ ’ яч. №9 ООО "МСС Поволжье" |
ТОП-0,66 КТ Q,2S;30/5 Зав. № 4076095 Зав. № 4076083 Зав. № 4076091 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А381-12 | ||
|
37 |
ТП-41а 6/0,4кВ ПР-6 0,4 кВ яч. №6 ООО "Техносервис" |
ТОП-0,66 КТ 0,2S; 150/5 Зав. № 4074238 Зав. № 4074240 Зав; №4074239 |
- |
ION 7330 KT0,5S/l Зав. № МВ-1312А383-12 | ||
|
38 |
ТП "Береговая" 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 11 |
ТЛК-10 КТ 0,5,100/5 Зав. № 6642 Зав. № 2866 Зав. № 6589 |
НАМИ-10 КТ 0,5 6000/100 Зав. № 531 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № MB-1312A3 84-12 | ||
|
39 |
ТП "Береговая" 6/0,4 кВ РУ-6 кВ яч. 12 1 |
ТЛК-10 КТ 0,5,100/5 Зав. № 1392 Зав. № 0523 |
НАМИТ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 0380 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А356-12 |
|
Зав. №1887 | ||||
|
40 |
ТП "Береговая" 6/0,4 кв РУ-6 кВ яч. 20 С/о"Нефтяник |
ТЛК-10-6 УЗ КТ 0,5,150/5 Зав. №0169 Зав. №0621 |
НАМИТ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 0380 |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А353-12 |
|
41 |
ТП-76 6/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ секция №1, панель №2 ООО «Квант» |
ТШП-0,66 KT0,2S; 200/5 Зав. №4102521 Зав. №4102520 Зав. № 4102522 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А350-12 |
|
42 |
КТП-5 6/0,4 кВ ООО «Полаке» СНПЗ РП-0.4 |
ТОП-0,66 KT0,2S, 75/5 Зав. № 4076100 Зав. №4076099 Зав. №4076103 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А359-12 |
|
43 |
КТП-5 ( 6/0,4 кВ ОАО «Самаранефтегаз» Здание ЦЗЛ ЮГ ШП-1 Ф-6 |
ТОП-0,66 KT0,2S,30/5 Зав. №4076089 Зав, № 4076093 Зав. № 4076087 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А360-12 |
|
44 |
ТП-41а 6/0,4 кВ ПР-2 0,4 кВ яч. №1 ОАО«ВБРР» |
ТОП-0,66 КТ 0,2S;30/5 Зав. № 4076084 Зав. №4076088 Зав. №4076097 |
- |
ION 7330 КТ 0,5S/l Зав. № МВ-1312А294-12 |
Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде XML-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 XML-макетов 80020 на сервер ИВК АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ»
|
Номер ИК |
Номер диспетчерского наименования АИИС КУЭ смежного субъекта |
Диспетчерское наименование точки измерения |
Наименование АИИС номер в Г осударственном средств измерений |
КУЭ, реестре |
|
1 |
2 |
3 |
4 | |
|
1 |
6 |
ОМВ-ИОкВ |
Система автоматизир< информационно-измерительная коммерческого учета электро: АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 2 «Кубра» (ГР № 62090-15) |
званная >нергии 20 кВ |
|
2 |
' 7 . |
ВЛ-110 кВ СНПЗ-1 | ||
|
3 |
8 |
ВЛ-110 кВ СНПЗ-2 | ||
|
4 |
19 |
КЛ-35кВ ВОДОЗАБОР-1 |
Система измери информационная автоматизирс коммерческого учета электро энергии ОАО «Волжская Самарского региона (ГР № 359С |
гельно-гаанная [ческой ТГК» 5-07) |
|
5 |
20 |
ВЛ-35кВ ВОДОЗАБОР-2 | ||
|
6 |
21 |
ВЛ-35кВ ЦРП-3-2 | ||
|
7 |
429 |
КЛ-35кВ «ЦРП-3- 1»яч.13 |
Канал измерительной с измерительно-информационной коммерческого учета электрр |
истемы [ческой |
|
энергии ОАО «Волжская Самарского региона (ГР № 488 |
ТГК» 38-12) | |||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) |
при | |||
измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации определены для ИК №1,2,5,6 при параметрах сети: ток- 0,051ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35 °C, для ИК №3,7 (ток -0,011ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35°С, для ИК №8,9,10,11,15,19,21-37,41-44 ток- 0,011ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20 до плюс 40 °C, ИК №12,13,14,16,17, 18,20,38,39,40 ток - 0,051ном и температуры окружающего воздуха в месте располож счетчиков электроэнергии от минус 20 до плюс 40 °C, cos ср = 0,8 инд. и приведены в таб 3.
ения лице
таблица 3-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях. ■
i
|
Номер измерительного канала |
Значение соэф |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при изь активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего процентах от номинального первичного тока ТТ), % |
[ерении тока в | |||||||
|
1(2)< Граб <5 |
5< 1раб <20 |
20< Граб <100 |
100< ГраС |
<120 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
.. |
р | ||
|
8-11 |
0,5 |
±5,4 |
±2,5 |
±3,0 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 |
±1,4 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,3 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,3 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,8 | ||
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±1,0 |
Е |
£ норм | |
|
3,7 |
0,5 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,8 |
±0,4 |
±0,8 |
±0,4 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,6 |
±0,8 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,6 | ||
|
1 |
±1,0 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм |
±0,4 |
Не норм |
±0,7 |
Е |
е норм | |
|
15,19, 21-37, 41-44 |
0,5 |
±3,2 |
±3,6 |
±2,8 |
±3,5 |
±2,6 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,4 | |
|
0,8 |
±2,3 |
±4,3 |
±2,1 |
±4,1 |
±2,0 |
±3,9 |
±2,0 |
±3,9 | ||
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,6 |
Не норм |
±1,9 |
Не норм |
±1,6 |
Йе норм | ||
|
1,2,5,6 |
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,5 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,1 | ||
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±4,3 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,3 |
±1,8 | |||
|
1 |
- |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±1,0 |
И |
е норм | ||
|
12,13, 16,17, 18,38 |
0,5 |
- |
±6,0 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,7 |
±3,3 |
±3,6 | ||
|
0,8 |
- |
±3,5 |
±5,9 |
±2,5 |
±4,5 |
±2,3 |
±4,2 | |||
|
1 |
- |
±2,3 |
Не норм |
±1,9 |
Не норм |
±2,1 |
Н |
е норм | ||
|
14,20, 39,40 |
0?5 |
- |
- |
±5,9 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,6 |
±3,1 |
±3,5 | |
|
0,8 |
- |
- |
±3,4 |
±5,8 |
±2,4 |
±4,4 |
±2,2 |
±4,1 | ||
|
1 |
- |
- |
±2,3 |
Не норм |
±1,8 |
Не норм |
±2,0 |
н |
е норм | |
|
Пределы допускаемой относительно! |
1 погрешности измерительного канала (далее-И |
К) |
при | |||||||
измерении активной (реактивной) электроэнергии в нормальных условиях определены при параметрах сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom; для ИК №1,2,5,6,12,13,14,16,17,18,20,38,3 9,40 ток (0,05-1,2) 1ном, для ИК №3,7,8,9,10,11,15,19,21-37,41-44 ток (0,01-1,2) Ihom,cos <р = 0,9 инд.;
температура окружающей срёды 20 ± 5 °C и приведены в таблице 4.
таблица 4-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации.
|
Номер измерительного канала |
Значение созф |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при изи активной (реактивной) электроэнергии в нормальных у эксплуатации, % |
герении зловиях | |||||||
|
1(2)<1раб<5 |
5< 1раб <20 |
20<1раб <100 |
100<1раб <120 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | |||
|
8-11 |
0,5 |
±5,4 |
±2,5 |
±3,0 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 |
±1,1 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,3 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,8 | ||
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±0,9 |
ь |
е норм | |
|
3,7 |
0,5 |
±1,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,4 |
±0,7 |
±0,4 | |
|
0,8 |
±1,2 |
±1,6 |
±0,8 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,6 | ||
|
1 |
±0,9 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм |
±0,3 |
Не норм |
±0,3 |
ь |
[е норм | |
|
15,19, 21-37, 41-44 |
0,5 |
±2,2. |
±1,6 |
±1,4 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±2,2 |
±0,9 |
±1,7 |
±0,7 |
±1,2 |
±0,7 |
±1,2 | ||
|
1 |
±1,0 |
Не норм |
±0,7 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм |
±0,6 |
Це норм | ||
|
1,2,5,6 |
0,5 |
- |
- |
±5,4 |
±2,5 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,3 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
i±l,8 | ||
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
pfe норм | ||
|
12,13, 16,17, 18,38 |
0,5 |
- |
- |
±5,5 |
±2,7 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,3 |
±2,1 | |||
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
Не норм |
±1,2 |
Не норм |
±1,0 |
В |
е норм | |
|
14,20, 39,40 |
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,7 |
±2,8 |
±1,7 |
±2,0 |
±1,4 | ||
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,5 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | ||
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
к |
е норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный ION 7330, ION 7650
-среднее время наработки отказ не менее 120 000 часов;
-среднее время восстановления работоспособности te = 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 te = 2 часа;
сервер i
-среднее время наработки на отказ не менее Т = 89600 часов,
-среднее время восстановления работоспособности te = 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 счётчике;
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 - установка пароля на счетчик;
подписи);
-
- 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность средств измеренияВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные
каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5. таблица 5- Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента системы |
Номер в Гос.реестре СИ |
Количество (шт.) | |
|
1 |
2 |
3 | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный ION (исполнение ION 7330 (М7330А0В0В0А0А6А), КТ 0,5S/l ,0 |
22898-07 |
32 | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный ION (исполнение ION 7650 (М7650А0С0В5А0А6Е), КТ 0,2S/0,2 |
22898-07 |
— 11 | |
|
Трансформатор тока ТПК-10 УЗ, КТ 0,5 |
22944-13 |
9 | |
|
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,2S |
47959-11 |
66 | |
|
Трансформатор тока ТШЛ-10, КТ 0,5 |
3972-73 |
6 | |
|
Трансформатор тока ТЛШ-10, КТ 0,5 |
11077-07 |
6 | |
|
Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10-22, КТ 0,5 S |
51679-12 |
12 | |
|
Трансформатор тока ТОЛ-Ю-1-2. КТ 0,5 |
15128-07 |
2 | |
|
Трансформатор тока ТЛК-10, КТ 0,5 и его модификации ТЛК-10-6 УЗ и ТЛК-10-5 УЗ, КТ 0,5 |
9143-06 |
6/8 | |
|
Трансформатор тока ТШП-0,66, КТ 0,2S |
15173-06 |
12 | |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6, КТ 0,5 |
3344-08 |
6 | |
|
12 | |||
|
Трансформатор напряжения НАМИТ-10, КТ 0,2(модификация НАМИТ-10-1 УХЛ 2, КТ 0,2 НАМИТ-10-1, КТ 0,5) |
51198-12 |
1/1 |
7 |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,2 |
57274-14 |
1 | |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6 УЗ, КТ 0,5 |
51199-12 |
4 | |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6, КТ 0,5 |
51676-12 |
12 | |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
41681-10 |
1' | |
|
Сервер HP Proliant DL380e Gen8 |
- |
2, | |
|
Наименование документации | |||
|
Методика поверки МП 4222-01 -0274142328-2016 |
1 | ||
|
Формуляр ФО 4222-01-0274142328-2016 с Изменением №1 |
1 | ||
осуществляется в соответствии с документом-МП 4222-01-0274142328-2016. «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сызранский НПЗ». Методика поверки, утвержденной ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.01.2016.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом й 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 765
соответствии с документом МП 2203-0066-2006 «Счётчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки, утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ» Менделеева» в декабре 2006 г.
им.
-устройство синхронизации времени 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 .
Сведения о методиках (методах) измерений
! I
Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии АО «Сызранский Hi приведены в документе «Методика (метод) измерений электроэнергии с использовайием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии АО «Сызранский НПЗ». МВИ 4222-01-0274142328-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 122/RA.RU 311290/2016 от 22 января 2016г.
ПЗ»
системе
учёта
Нормативные документы, устанавливающие требования к автоматизированной информационно-измерительной коммерческого электроэнергии АО «Сызранский НПЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин, 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. (IEC 62053-23:2003, MOD)
ИзготовительАкционерное общество «Сызранский НПЗ» (АО «Сызранский НПЗ»).
Адрес почтовый (юридический): 446009, Самарская обл., г. Сызрань, ул. Астраханская, д. 1. ИНН 6325004584
Модернизация системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии АО «Сызранский НПЗ» проведена Акционерным обществом «Сызранский НПЗ» (АО «Сызранский НПЗ»)
Адрес почтовый (юридический): 446009, Самарская обл., г. Сызрань, ул. Астраханская, д. 1.
ИНН 6325004584
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Энвижн - Индустриальные решения» (ООО «Энвижн - Индустриальные решения»).
Адрес (почтовый): 450077, Уфа, ул. Мустая Карима, д. 28.
ИНН 0274142328
Испытательный центр ;Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»). I измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16 ноября 2015 г Адрес: 443013, пр. Карла Маркса, 134, г. Самара
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
Телефон: (846) 3360827
E-mail: smrcsm@sammfo.ru.
В части вносимых изменений !
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа№ RA.RU 311281 от 16 ноября 2015 г
Адрес: 443013, пр. Карла Маркса, 134, г. Самара
Телефон: (846) 3360827
E-mail: smrcsm@saminfo.ru.