Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО "МАРЭМ+" на объектах Афипского НПЗ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО "МАРЭМ+" на объектах Афипского НПЗ

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1115 п. 05 от 23.07.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «МАРЭМ+» на объектах Афипского НПЗ (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной отдельными технологическими объектами Афипского НПЗ, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерения (ИИК ТИ) состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электрической энергии типа «Альфа А1700» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электрической энергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электрической энергии) и вторичных измерительных цепей.

- Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), созданный на базе двух устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД), и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная со счётчиков информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - Информационно-вычислительный комплекс выполнен на базе ИВК «Альфа-Центр», включающий в себя:

- сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ;

- устройство синхронизации системного времени (далее УССВ) УССВ-35HVS;

- автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ);

- переносной инженерный пульт (L) на базе переносного компьютера (ноутбука) с соответствующим программным обеспечением, предназначенным для опроса счетчиков и УСПД;

- каналообразующую аппаратуру;

- программное обеспечение «Альфа-Центр» (далее - ПО).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение календарного времени и интервалов времени;

- 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

лист № 2 всего листов 15

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов компонентов АИИС КУЭ).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя три уровня АИИС КУЭ.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 325, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электрической энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на сервер.

Передача информации между уровнями системы осуществляется с помощью телефонных модемов, модемов GSM и по вычислительным сетям. Информационный обмен между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера ЗАО «МАРЭМ+» по внешнему каналу связи - основному или резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

Каналы связи и ИВК не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения электрической энергии, информация о которых передаётся от счетчиков электрической энергии лист № 3 всего листов 15 в УСПД и далее в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ - счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК - путем корректировки показаний их часов. Корректировка показаний часов УСПД 1, осуществляется относительно сигналов точного времени, принимаемых устройством синхронизации времени yCCB-35HVS от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и выполняется при расхождении показаний часов на более чем ± 2 с. Корректировка показаний часов счетчиков электрической энергии, УСПД 2 и ИВК осуществляется относительно времени, измеряемого часами УСПД 1, если разность показаний часов счетчиков электрической энергии (УСПД 2, ИВК) и УСПД 1 превышает значение ± 2 с. Функцию УСПД 1 выполняет УСПД RTU 325, зав. № 00873 (одно из входящих в состав АИИС КУЭ).

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий УСПД и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств (УСПД, ИВК и счетчиков электрической энергии) в момент непосредственно предшествующий корректировке. Журналы событий счетчиков электрической энергии типа «Альфа А1700» отражают только время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» (AC_SE_5)

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа-Центр»

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1

2

alphamess.dll

ID 1015703952

Версия 4.05.01.05

amra.exe

amrc.exe

amrserver.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электрической энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК________________________________________________

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

ПС-35/6 кВ АНПЗ - 1 (Т-1 6 кВ)

ТПШЛ - 10 Госреестр № 1423-60 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 118, 78, 11

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 1965

AV05RAL-P14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004179

RTU 325Е1-512-М 11- В4-Q12-G

Госреестр № 44626-10 Зав. № 00873, 00875

активная, реактивная

2

ПС-35/6 кВ АНПЗ - 2 (Т-2 6 кВ)

ТШЛ - 10 Госреестр № 3972-73 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 345, 63, 343

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 2017

AV05RAL-P14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004180

3

ТП-11п

РУ - 6 кВ Ввод от А-8

ТОЛ-10-1-2 У2 Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,58 500/5 Зав. № 16362 57494

ЗНОЛП-6У2 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2003812 2003887 2003815

AV05RAL-P14-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004176

4

ТП-11п

РУ - 6 кВ Ввод от А-9

ТОЛ-10-1-2 У2 Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,58 500/5 Зав. № 16361 57492

ЗНОЛП-6У2 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2003750 2003808 2003826

AV05RAL-P14-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004169

5

ЦРП РУ-6 кВ яч. 10 ООО «Конструкционные технологии»

ТПЛ-10-М Госреестр № 22192-03 Кл. т. 0,58 75/5 Зав. № 1243 2020

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 915

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012732

6

ЦРП РУ-6 кВ яч. 22 ООО «Конструкционные технологии»

ТПЛ-10-М Госреестр № 22192-03 Кл. т. 0,58 75/5 Зав. № 4652 4653

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 2861

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012734

RTU 325Е1-512-М 11- В4-Q12-G

Госреестр № 44626-10 Зав. № 00873, 00875

активная,

реактивная

7

ЦРП РУ-6 кВ яч. 23 ОАО «Красно-даргазстрой»

ТПЛ-10-М Госреестр № 22192-03 Кл. т. 0,58 20/5 Зав. № 4806 4807

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 2861

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03

Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012731

8

ТП-15 РУ-6 кВ яч. 10 Филиал «Афипэлектро-газ»

ТОЛ-10-1-2 У2 Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 14016 14146

ЗНОЛП-6У2 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 1004975

1004956

1004910

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 30124146

9

ТП-15 РУ-6 кВ яч. 6 ООО «ИИЦНГ»

ТПЛ-10-М Госреестр № 22192-03 Кл. т. 0,58 75/5

Зав. № 4649 4795

ЗНОЛП-6У2 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 1004975

1004956

1004910

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012733

10

ТП-15 РУ-6 кВ яч. 17

ООО «ИИЦНГ»

ТПЛ-10-М Госреестр № 22192-03 Кл. т. 0,58 75/5

Зав. № 4789 4790

ЗНОЛП-6У2 Госреестр № 23544-07 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 1004955 1004982 1004981

AV05RL-B-3 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012736

11

ТП-42 РУ-6 кВ яч. 11 «Краснодарская дистанция электроснабжения»

ТВЛМ - 10 Госреестр № 1856-63

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 35503 47902

НТМИ - 6 Госреестр № 380-49 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 560

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004099

12

ТП-10 ЩНН-0,4 кВ яч. 9 ООО «РЕАЛ»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 113534 113419 113542

-

AV05RL-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004107

активная,

реактивная

13

ТП-10 ЩНН-0,4 кВ Ввод №1 яч. 2 ООО «ЭЗОИС-Кубань»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 53800 157405 157404

-

AV05RL- B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004106

RTU 325Е1-512-М 11- В4-Q12-G

Госреестр № 44626-10 Зав. № 00873, 00875

14

ТП-2

ЩНН-0,4 кВ Ввод № 1 яч. 3 ООО ПКП «Ратон»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 161235 161233 161236

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004150

15

ТП-2 ЩНН-0,4 кВ Ввод № 2 яч. 9 ООО ПКП «Ратон»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 161234 161232 161237

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004161

16

ТП-5 ЩНН-0,4 кВ пан. 20 ООО «Лукойл-Югнефтепро-дукт»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 144871 155051 155035

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004152

17

ТП-5 ЩНН-0,4 кВ пан. 20 ООО «Дорхан-Краснодар»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 028856 028646 028815

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004147

18

ТП-5 ЩНН-0,4 кВ пан. 25 ООО «Валентина»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 070597 070603 070720

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 3004154

RTU 325Е1-512-М 11- В4-Q12-G

Госреестр № 44626-10 Зав. № 00873, 00875

активная,

реактивная

19

ТП-14 ЩНН-0,4 кВ

ПФ ООО «Пиретта»

ТТИ- А Госреестр № 28139-12 Кл. Т. 0,58 60/5 Зав. № S29181

S29180 S29210

-

AV05RL-P-14-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004155

20

РП-1 РУ-0,4 кВ ЗАО «Петролеум Аналистс»

ТТИ - А Госреестр № 28139-12 Кл. т. 0,58 50/5 Зав. № 151159 151183 151185

-

AV05RL-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012744

21

РП-0,4 кВ ГСО-филиал УС ООО «Газ-промтрансгаз-Краснодар»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 084669 151162 084668

-

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004093

22

КТПН -51 РУ- 0,4 кВ ЗАО фирма «Краснодар-лектроспец-монтаж»

ТТИ-А Госреестр № 28139-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № К10343 F5929 F5926

-

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004096

23

КНТП-54

РУ-0,4 кВ Яч.4 НСТ «Нефтехимик»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 250/5 Зав. № 03029826 ТТИ -30 Госреестр № 28139-12 Зав. № X48873 Х48883

-

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03004095

RTU 325Е1-512-М 11- В4-Q12-G

Госреестр № 44626-10

Зав. № 00873, 00875

активная,

реактивная

24

ТП Вс-811-2(815) ВЛ- 0,4 кВ ф.1 опора №9 Камера управления задвижкой СОД

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 30/5 Зав. № 150966 150960 151023

-

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012743

25

ТП-52 ЩНН-0,4 кВ Филиал «Сер-висэлектрогаз»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 146979 151433 113406

-

AV05RL-B-4 Госреестр № 25416-03

Кл.т.0,58/1,0

Зав. № 03012740

26

ТП-2 ЩНН -0,4 кВ пан.5 ООО «БЕЛС»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 092608 092676 092682

-

AV05RL-B-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012738

27

ТП-5 ЩНН -0,4 кВ пан.6 ООО «ЭЗОИС-Кубань»

ТТИ-30 Госреестр № 28139-12 Кл. т. 0,5 250/5 Зав. № 620098 620113 620107

-

AV05RL-BG-4 Госреестр № 25416-03 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 03012737

28

ТП -5 ЩНН - 0,4 кВ пан.24 ООО «ЭЗОИС-Кубань»

Т - 0,66 Госреестр № 22656-02 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 086757 063774 086777

-

AV05RL-B-4 Госреестр № 25416-03

Кл.т.0,58/1,0

Зав. № 03012742

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная и реактивная энергия)

Номер ИК

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

АИИС КУЭ)

COSф

§1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1, 2

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,5 S)

1,0

_

±2,3

±1,8

±1,7

0,9

_

±2,8

±2,0

±1,9

0,8

_

±3,3

±2,3

±2,1

0,5

_

±5,9

±3,6

±3,0

3 - 7, 9, 10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

±2,0

±1,3

±1,1

±1,1

0,9

±2,4

±1,6

±1,3

±1,3

0,8

±2,8

±1,9

±1,5

±1,5

0,5

±5,0

±3,2

±2,4

±2,4

8, 11

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,5 S)

1,0

_

±1,9

±1,3

±1,1

0,9

_

±2,4

±1,5

±1,3

0,8

_

±3,0

±1,8

±1,5

0,5

_

±5,6

±3,1

±2,4

12 - 18, 21 (ТТ 0,5;

Сч 0,5S)

1,0

_

±1,8

±1,1

±1,0

0,9

_

±2,4

±1,4

±1,1

0,8

_

±2,9

±1,7

±1,3

0,5

_

±5,5

±2,9

±2,1

19, 20

(ТТ 0,5 S;

Сч 0,5 S)

1,0

±2,3

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,7

±2,0

±1,8

±1,8

0,8

±3,1

±2,3

±2,0

±2,0

0,5

±5,2

±3,6

±2,9

±2,9

22 - 28 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)

1,0

_

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

_

±2,7

±2,0

±1,8

0,8

_

±3,3

±2,3

±2,0

0,5

_

±5,8

±3,5

±2,9

Продолжение таблицы 3

Номер ИК

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

Cos ф

§1(2)%,

I1(2)— I изм< I 5 %

§5 %, I5 %— I изм< I 20 %

§20 %, I 20 %— I изм< I 100 %

§100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S)

0,8

_

±5,8

±3,4

±3,0

0,5

_

±4,2

±2,8

±2,6

3 - 7, 9, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,8

±5,3

±3,1

±2,0

±2,0

0,5

±3,6

±2,3

±1,6

±1,6

8, 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S)

0,8

_

±4,6

±2,7

±2,2

0,5

_

±2,9

±1,9

±1,7

12 - 18, 21 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)

0,8

_

±4,7

±2,6

±2,0

0,5

_

±5,8

±3,4

±2,8

19, 20 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

0,8

±7,3

±4,3

±3,0

±2,8

0,5

±5,4

±3,5

±2,6

±2,6

22 - 28

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

0,8

_

±4,2

±2,8

±2,6

0,5

_

±3,0

±1,8

±1,6

Примечания:

1. Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%Q для cos ф = 1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%Q для cos ф < 1,0 нормируется от I2%.

2. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)^ин; диапазон силы тока (1,0 -1,2>1н;

- диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ от 15 до 35 °С; ТН от 10 до 35 °С;

- счетчиков: от 21 до 25 °С; УСПД от 15 до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)^ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02)(0,05) - 1,2)-1н1;

- коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 30 до 40 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)/Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2у1н2;

- диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха:

- для ИК №№ 1,2 от минус 15 до 40 °С;

- для ИК №№ 3 - 18, 21 от 10 до 40 °С;

- для ИК №№ 19, 22 - 27 от минус 20 до 40 °С;

- для ИК № 20 от минус 10 до 40 °С;

- для ИК № 28 от 0 до 40 °С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Афипский НПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

УСПД 1 относительно УССВ                                                  ± 2с.

Пределы допускаемых отклонений показаний часов

счетчика (УСПД 2, ИВК) относительно УСПД 1                                    ± 2с.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электрической энергии Альфа А1700 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

- «Альфа-Центр» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи - информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции часов;

- в журнале событий УСПД фиксируются факты:

- пропадания напряжения;

- параметрирования;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- коррекции часов.

Защищенность применяемых компонентов:

предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводов измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчиков;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- устанавливается защита информации, на программном уровне, при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1700 - не менее 30 лет;

- в УСПД - результаты измерений, информация о состоянии объектов и средств измерений - не менее 35 суток.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента уровня

Тип компонента уровня

Количество, шт.

Уровень ИИК ТИ

Трансформаторы тока измерительные

ТПШЛ-10

3

ТШЛ - 10

3

ТОЛ - 10-I-2 У2

6

ТПЛ-10-М

10

ТВЛМ-10

2

Т -0,66

37

ТТИ-А

12

ТТИ-30

2

Трансформаторы напряжения измерительные

НТМИ-6

5

ЗНОЛП-6У2

12

Счетчики электроэнергии многофункциональные

«Альфа А1700» (AV05RAL-P14-B-4)

2

«Альфа А1700» (AV05RAL-P14-B-3)

2

«Альфа А1700» (AV05RL- В-3)

6

«Альфа А1700» (AV05RL- BG-4)

6

«Альфа А1700» (AV05RL- В-4)

6

«Альфа А1700» (AV05RL-P14-B-4)

6

Коробки испытательные переходные

ЛИМГ

28

Модемы

ZyXEL U336R

10

Модемы

GSM терминал Siemens MC35 T

10

Модемы

ADSL маршрутизатор D-Link DSL-500T

2

Разветвители интерфейсов

ПР-3

28

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325-E1-512-M11-B4-Q12-G

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS SUA1000VA RMI 2U

2

INELT Monolith 2000RM

2

Коммутатор

Коммутатор 16-портовый 10/100 Мбит/с D-Link DES-1016D

1

Сервер

ROBO-1000-20C3-DSRGHN-BLK 2U

1

GSM-терминал

Cinterion TC35

1

GSM антенна на магнитном основании с усилением 5 дБ

Антей 905

1

спутниковый терминал vsat

Gilant SkyEdge PRO

1

Оптический преобразователь для связи счетчиков

AE1

1

Переносной инженерный пульт на базе ноутбука

Ноутбук ASUS А9Т

1

АРМ

IBM type8166 part №VPB71RU ThinkCentre A52 Tower (4x4)

1

Шкаф УССВ

НКУ МЕТРОНИКА МС-225

1

Программное обеспечение

ПО АРМ «Альфа-Центр» AC SE 5

1

ПО «АльфаЦЕНТР L»

1

Системное ПО Windows 7 Pro SP2 Russian

2

З

Запасные части и средства измерения

AV05RL- B-3

Счётчик электрической энергии серии «Альфа А1700»

1

AV05RL- B-4

1

ПР-3

Разветвители интерфейсов

1

ЛИМГ

Коробки испытательные переходные

1

Эксплуатационная документация

БЕКВ.422231.029.МВИ

Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ.

1

БЕКВ.422231.029. ПФ

Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ

1

БЕКВ.422231.029. РЭ

Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «МА-РЭМ +» на объектах Афипского НПЗ

1

БЕКВ.422231.029.ИЭ

Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ+» на объектах Афипского НПЗ.

1

БЕКВ.422231.029. В1

Перечень входных сигналов и данных АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ»

1

БЕКВ.422231.029.В2

Перечень выходных сигналов (документов) АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ.

1

БЕКВ.422231.029.И3

Руководство пользователя

1

БЕКВ.422231.029.И4

Инструкция по формированию и ведению базы данных на АИИС КУЭ ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ.

1

Поверка осуществляется по документу МИ 3000-2006. «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика измерений»;

- средства поверки измерительных счетчиков Альфа 1700 - в соответствии с документом «Трехфазные счетчики электрической энергии Альфа А1700. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в июле 2003г.;

- средства поверки устройства синхронизации времени типа УСВ-2 в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009г.;

- средства поверки измерительных УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электрической энергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «МАРЭМ +» на объектах Афипского НПЗ. Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 019/01.00190-12.2013 от 07.12.2013г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

технические условия».

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

лист № 15

всего листов 15

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос

новные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание