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
