Каналы измерительные ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Каналы измерительные ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 505 п. 65 от 20.07.2012
Номер сертификата 47377
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» (далее ИК ОАО «ЮЗТНП»), соответствующие точкам измерений №1-31, предназначены для использования в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» (Сертификат об утверждении типа RU.E.34.O1O.A № 32447 , регистрационный № 38424-08) при измерениях активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени.

Описание

ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» №1-31, реализованы на обьектах ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Становая», ЗРУ-6 кВ ЛПДС»Никольское», ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Пенза», блок-бокс КРУН 6кВ ЛПДС «Соседка», ПС»Дружба» ЛПДС «Стальной конь», ЗРУ-6кВ в составе «МНС» №3 ЛПДС «8Н» ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» и состоят из установленных на обьектах контроля измерительных трансформаторов тока (ТТ) КТ 0,5 и 0,5 s по ГОСТ 7746 - 2001г, трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983 - 2001г, электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами RS485 типа СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2s/0,5, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.17 КТ. 0,5s/1,0 в ГР № 366972008г по ГОСТ Р 52323-2005г при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005г при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005г.

В ИК ОАО «ЮЗТНП первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02с без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Данные от счетчиков непосредственно в формате протокола счетчика поступают в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet для передачи по каналу Ethernet в маршрутизатор. Маршрутизатор осуществляет передачу данных в GSM-модем и в маршрутизатор (Compex SAS 2224В) ИВК ОАО «АК» Транснефть», где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Взаимодействие между АИИС КУЭ ОАО «АК»Транснефть» и ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» осуществляется через Web-доступ к серверу от следующих рабочих мест - АРМ АИИС КУЭ в аппарате управления ОАО» Юго-Запад транснефтепродукт», АРМ АИИС КУЭ в Сызранском ПО, АРМ АИИС КУЭ в Брянском ПО.

Для обеспечения единого времени каждый измерительный канал поддерживает режим синхронизации собственного времени от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»

Передача команд синхронизации времени от ИВК в счетчики организована с

Лист № 2

Всего листов 8 использованием системы спутниковой связи. На каждом технологическом обьекте размещена ЗССС (земная спутниковая система связи), которая подключается к специально созданному телекоммуникационному узлу технологического обьекта посредмством    интерфейса

10/100Base-T (Ethernet), образуя начало основного магистрального канала связи техноглогического обьекта с ИВК. Все спутниковые магистральные каналы передачи данных технологических обьектов через волокно-оптическую инфраструктуру связи замыкаются в телекоммуникационном узле ИВК. СОЕВ автоматически осуществляет коррекцию величины расхождения по времени между временными метками системы ГЛОНАСС/GPS, внутренним таймером сервера и меткой времени счетчиков нижнего уровня. Информация о точном времени распространяется сервером приложений в сети ТСР/1Р согласно протоколам NTP. Метки времени счетчикам электроэнергии передаются от серверов опроса автоматически с периодичностью раз в полчаса (перед считыванием данных хранимых в счетчике), после чего счетчик производит корректировку времени. Погрешность системного времени ±5 с/сутки.

. Сличение времени счетчиков со временем сервера осуществляется 1 раз в сутки и корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем сервера ±1 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий коррекции

Структурная схема одного ИК приведена на рисунке1 Рис1

Примечание: в ИК№ 15,17,21,26 отсутствуют трансформаторы напряжения.

Технические характеристики

Перечень компонентов ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, представлен в таблице № 1

Таблица №1.Метрологические характеристики ИК «1-31 ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт».

Номер канала

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид эл.энергии

Основная погрешность ИК ± (%)

Погрешность ИК в рабочих условиях

±( %)

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

8

ЛПДС «Становая»

1

Ввод1 .НПС «Дружба» ЗРУ-6 гв яч 4

ТЛК-10 600/5, КТ 0.5

НОМ-6 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.

КТ 0,2S/0,5

А

Р

1,2

2,1

4,0

6,7

2

Ввод 2.

НПС «Дружба»

ЗРУ-6 кВ яч 29

ТРи 40.11 600/5 КТ 0,5

НОМ-6 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

3

Жил.поселок «Дружба» ЗРУ-6 кВ яч 17

ТОЛ-10-1-8

75/5 КТ 0,5

НАМИ-6

6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

1,3

2,1

4,0

6,7

ЛПД<

2 «Никольское»

4

ВЛ -35 кВ

БПС-1 ОРУ 35 кВ 1с.ш

ТОЛ-35Ш-ГУ-5УХЛ1 600/5 КТ 0,5S.

ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1 35000/100, КТ 0,5.

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

А

Р

1,3

2,1

4,6

6,7

5

ВЛ-35кВ

БПС-2 ОРУ 35 кВ 3с. ш

ТОЛ-35Ш-ГУ-5УХЛ1 600/5 КТ 0,5 S

ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1 35000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

6

ВЛ-6кВ,Жил. поселок II

КРУН-12 яч 8

ТОЛ-10-1-8У2

75/5; КТ 0,5S

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5.

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

7

ВЛ- 6 кВ, Жил. поселок

III

ЗРУ 6 кВ яч 26

ТОЛ-10-1-8У2

100/5; КТ 0,5S

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

1,2

1,9

4,5

6,7

8

ВЛ-6кВ, Жил.поселок I ЗРУ 6 кВ яч 30

ТОЛ-10-1-8У2

100/5; КТ 0,5S

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

ПС «Дружба» ЛПДС «Стальной конь»

9

Ввод №1 ЗРУ-6кВ, яч. 3

ТОЛ-10-1-8У2 800/5; КТ 0,5S

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

А

Р

1,3

2,1

4,6

6,7

10

Ввод №2 ЗРУ-6кВ, яч. 26

ТОЛ-10-1-8У2 800/5; КТ 0,5S

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01, КТ 0,5S/1,0

11

ОАО «Нива Плодоовощ»ЗРУ-6 кВ,яч.7

ТОЛ-10-1-8У2 100/1; КТ 0,5S

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.17, КТ 0,5S/1,0

12

МПП ВКХ «Орелводоканал 1» ЗРУ-6 кВ, яч.13

ТОЛ-10-1-8У2 150/1; КТ 0,5S;

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5

1,2

2,1

3,2

6,7

13

МПП ВКХ «Орелводоканал 2» ЗРУ 6 кВ, яч22

ТОЛ-10-1-8У2

150/1; КТ 0,5S

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5

14

Жил. поселок «Стальной конь» ЗРУ-6 кВ, яч.24

ТОЛ-10-1-8У2

75/1; КТ 0,5S

ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.16, КТ 0,2S/0,5

ЗРУ-6кВ в составе «МНС» №3 ЛПДС «8Н»

15

ТСН-2 ЗРУ 6 кВ, яч.24

Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09

КТ 0,5S/1,0

А

Р

1,1

1,8

3,9

6,7

16

Ввод-2 ЗРУ 6 кВ, яч. 22

ТОЛ-10-1-2У;

800/5 КТ 0,5

НАМИТ-10У2 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

1,2

2,1

3,0

6,7

17

ТСН-1

ЗРУ 6 Кв, яч. 4

Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09

КТ 0,5S/1,0

1,1

1,8

3,9

6,7

18

Ввод-1

ЗРУ 6 кВ, яч 1

ТОЛ-10-1-2У; 800/5 КТ 0,5

НАМИТ-10У2 6000/100 КТ 0,5.

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

1,2

2,1

3,0

6,7

ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Пенза»

19

Ввод1

ЗРУ-6 кВ, яч. 25

ТОЛ-10-8.2-3У2 500/5, КТ 0,5S;

НТМИ-6

6000/100 КТ 0,5

СЭТ4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

А

Р

1,3

2,1

4,6

6,7

20

Ввод2

ЗРУ-6 кВ, яч. 1

ТОЛ-10-8.2-3У2 500/5, КТ 0,5S;

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 .

СЭТ4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

21

ТСН-2

Т-0,66М У3 50/5, КТ 0,5S;

-

СЭТ4ТМ.03М.09

КТ 0,5S/1,0

1,1

1,8

4,5

6,7

1

2

3

4

5

6

7

8

22

КЛ-6кВ «Заря-1» ЗРУ-6 кВ, яч 19

ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5S;

НТМИ-6 6000/100,. КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

23

КЛ-6кВ «Заря-2» ЗРУ-6 кВ, яч. 9

ТПФМ-10 150/5, КТ 0,5S

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

А

1,3

4,6

24

КЛ-6кВ «Сады» ЗРУ-6 кВ, яч 11

ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5S

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

р

2,1

6,7

25

КЛ-6кВ. «Жилпоселок» ЗРУ-6 кВ, яч 10

ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S

НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

26

ТСН-1

Т-0,66М У3 50/5, КТ 0,5S;

-

СЭТ4ТМ.03М.09

КТ 0,5S/1,0

1,1

1,8

4,5

6,7

блок-бокс КРУН 6кВ ЛПДС «

Соседка»

27

Ввод 1(КРУН) от

ПС110/35/6 яч № 35

ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5

НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

28

Ввод 2(КРУН) от ПС 110/35/6 яч № 8

ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5

НТМИ-6-66

6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

1,2

3,0

29

Ввод1(ЗРУ) от

ПС 110/35/6 яч.№ 11

ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5

НТМИ-6 -66 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

А

Р

2,1

6,7

30

Ввод 2(ЗРУ) от ПС 110/35/6 яч. № 24

ТВЛМ-10 600/5,КТ 0,5

НТМИ-6-66

6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

31

Жил. поселок Дружный

ТПОЛ-10 У3 200/5, КТ 0,5 S

НАМИТ-10 6000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

1,2

2,1

3,2

6,7

Примечание к Таблице1

1. Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5S нормируется для тока в диапазоне 1(2)-120% от номинального значения

2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

3. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0.95.

4. Нормальные условия

параметры сети: напряжение (0,99...1,01) Uhom, cos ф =0,9 инд

температура окружающей среды (23±2) °С;

частота 50Гц ±0,3%

,сила тока: (0,01...1,20) Ihom

5. Рабочие условия:

-параметры сети: напряжение (0,9...1,1) Uhom , ток (0,01...1,2) Ihom ; 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ. от минус 40 °С до +60°С; частота 50 Гц ± 2%

6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001г, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001 г, счетчиков электроэнергии  - ГОСТ Р 52323-2005г при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р

52425-2005г при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа с.четчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005г.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа , как его неотъемлемая часть

Надежность применяемых в ИК компонентов:

Счетчиков СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,

- средний срок службы - не менее 30 лет

Для трансформаторов тока и напряжения в соответствии с

ГОСТ 7746-2001 г, ГОСТ 1983 - 2001г:

- средняя наработка на отказ - не менее ( 40 • 10 5) часов

- средний срок службы -25 лет

Надежность системных решений

Регистрация событий:

• в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа ои пломбирование

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения.

• защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик типа СЭТ.4 ТМ.03М - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин составляет113 суток;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность

В комплект ИК№ 1-31 ОАО «Юго - Запад транснефтепродукт» входят технические средства и документация, представленные в таблицах 2 и 3 соответственно.

________Таблица 2 - Технические средства_____________________________________________________

Наименование СИ

КТ

Обозначение

Кол-во

1

Трансформатор напряжения

0,5

НОМ-6

6

НАМИ-6

2

ЗНОЛ-35-Ш-4УХЛ1

6

НТМИ-6

2

НТМИ-6-66

3

ЗНОЛПМ-6-УХ2

6

НАМИТ-10У2

2

0,2

НАМИ -10

2

2

Трансформаторы тока

0,5

ТЛК-10

3

ТРи40.11

3

ТОЛ-10-1-8

3

0,5S

ТОЛ-10-8.2-3У2

3

ТОЛ-10-1-8У2

27

0,5

ТКЛМ-0,5

3

0,5S

ТОЛ-35Ш-1-5УХЛ1

6

Т-0,66М УЗ

6

0,5

T-0,66 УЗ

6

ТОЛ-10-1-2У

4

0,5S

ТОЛ-10-8.2-3У

9

ТПЛМ-10

4

ТПФМ-10

2

ТПЛ-10

2

0,5

ТВЛМ-10

8

3

Счётчик электрической энергии

0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

9

0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

14

0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.09

4

СЭТ-4ТМ.03М.17

1

0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М16

3

Таблица 3 - Документация

Наименование

шт

1

Методика поверки. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». МП 4222-001.1-6317026217 -2012

1

2

Программа испытаний. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». ПИ 4222-001.1-6317026217 -2012

1

3

Формуляр. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». ФО 4222-001.1-6317026217 -2012

1

4

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». Пояснительная записка.ЛПДС «Становая»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-02.000-ПЗ; ЛПДС «Никольское»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-01.000-ПЗ, ЛПДС «Пенза» - Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-06.000-ПЗ, ЛПДС «Соседка»- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-07.000-ПЗ, ПС «Дружба» ЛПДС «Стальной конь» Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-05.000-ПЗ, ЛПДС «8Н» »- Г.0.0000.10001-ЮЗТНП-04.000-ПЗ

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом о поверке:

- методика поверки. Каналы измерительные ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт». МП 4222-001.1-6317026217 -2012, утвержденной ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.01. 2012 г;

Основные средства поверки:

средства поверки приведены в МП 515/446-2012

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электроэнергии с использованием ИК ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» - (МИ МИ4222-001.1-6317026217-2012). Методика (метод) измерений аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №19/01.00181-2008/2012 от 15.01.2012г

Нормативные документы

■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

■ ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

■ Основные положения.

■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

■ ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

■ .ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

-осуществление торговли и товарообменных операций

Развернуть полное описание