Система автоматизированная информационно-измерительная показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО "Рязанская нефтеперерабатывающая компания" (АИИС ПКЭ РНПК)

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 08д2 от 03.08.09 п.189
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36101
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск НЕКМ.421451.110 ТЗ
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (в дальнейшем - АИИС ПКЭ РНПК) предназначена для измерений действующего значения и установившегося отклонения междуфазного напряжения и напряжения прямой последовательности по первой гармонике, значения частоты и отклонения частоты напряжения переменного тока, длительности и глубины провалов междуфазных напряжений как на внутренних элементах электрической сети, так и элементах на границах балансовой принадлежности ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», времени и интервалов времени.

Область применения: выполнение работ по оценке соответствия электроэнергии установленным законодательством Российской Федерации обязательным требованиям.

Описание

АИИС ПКЭ РНПК представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений и включает в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерения включает в себя следующие измерительные компоненты измерительной системы:

- устройства измерительные (УИ) E443M5(EURO) НЕКМ.426489.008 ТУ;

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- измерительные трансформаторы напряжения (TH);

- счетчики электрической энергии.

Перечень и состав ИИК приведен в таблице 1.

Таблица 1

Номер точки измерения

Наименование точки измерения, диспетчерское наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИИК

Тип

Заводской номер

Класс точности

Номер в Госреестре

ПС "Факел" ЗРУ- 6 кВ 1 секция шин (6 кВ)

ТПШЛ-10,3000/5 А

2242

0,5

11077-87

2644

0511

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0240

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075959

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37043

0,5

29397-05

ПС "Факел" ЗРУ- 6 кВ 2 секция шин (6 кВ)

ТПШЛ-10, 3000/5 А

959

0,5

11077-87

1033

5736

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0032

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108073988

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37047

0,5

29397-05

Зи

ПС "Факел" ЗРУ-6 кВ 3 секция шин (6 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

1408

0,5

6811-78

1453

1436

НТМИ-6-66, 6000/100 В

1240

0,5

2611-70

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075876

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37048

0,5

29397-05

ПС "Факел" ЗРУ- 6 кВ 4 секция шин (6 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

1402

0,5

6811-78

1562

1206

НТМИ-6-66, 6000/100 В

ХТХХ

0,5

2611-70

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075896

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37049

0,5

29397-05

ГПП-1

1 секция шин (35 кВ)

ТПШЛ-10, 3000/5 А

154067

0,5

11077-87

154061

НТМИ-6, 6000/100 В

3199

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074502

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37036

0,5

29397-05

би

ГПП-1

2 секция шин (35 кВ)

ТПШФ-10,2000/5 А

30093

0,5

519-50

36752

НТМИ-6, 6000/100 В

3393

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108076159

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37037

0,5

29397-05

ГПП-2

1 секция шин (35 кВ)

ТПШФ-10, 3000/5 А

154084

0,5

519-50

154023

НТМИ-6, 6000/100 В

761

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074947

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37034

0,5

29397-05

ГПП-2

2 секция шин (35 кВ)

ТПШФ-10,2000/5 А

10144

0,5

519-50

11922

НТМИ-6, 6000/100 В

1486

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074227

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37035

0,5

29397-05

ГПП-3

1 секция шин (35 кВ)

ТПШЛ-10,2000/5 А

61026

0,5

11077-87

60254

НТМИ-6, 6000/100 В

3230

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108076012

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37032

0,5

29397-05

Юи

ГПП-3

2 секция шин (35 кВ)

ТПШЛ-10, 2000/5 А

60212

0,5

11077-87

60324

НТМИ-6, 6000/100 В

1538

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075973

0,2S/0,5

27524-04

Е443 М5 (EURO), 100 В

37033

0,5

29397-05

Номер точки измерения

Наименование точки измерения, диспетчерское наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИИК

Тип

Заводской номер

Класс точности

Номер в Госреестре

Пи

ГПП-6

1 секция шин (35 кВ)

ТПШЛ-10, 2000/5 А

1694

0,5

11077-87

1171

НТМИ-6, 6000/100 В

837

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075081

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37045

0,5

29397-05

12и

ГПП-6

2 секция шин (35 кВ)

ТПШЛ-10,2000/5 А

1704

0,5

11077-87

1858

НТМИ-6-66, 6000/100 В

7744

0,5

2611-70

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074979

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37046

0,5

29397-05

13и

ГПП-9

1 секция шин (35 кВ)

ТПОЛ-Ю, 1500/5 А

12772

0,5

1261-59

12992

НТМИ-6, 6000/100 В

467

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074928

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37038

0,5

29397-05

14и

ГПП-9

2 секция шин (35 кВ)

ТПОЛ-Ю, 1500/5 А

12139

0,5

1261-59

12988

НТМИ-6, 6000/100 В

2228

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074930

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37039

0,5

29397-05

15и

ГПП-10

1 секция шин (35 кВ)

ТПОЛ-Ю, 1500/5 А

8515

0,5

1261-59

4095

НТМИ-6-66, 6000/100 В

РХТВ

0,5

2611-70

СЭТ-4ТМ.03,1(10) А 100 В

0108075011

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37040

0,5

29397-05

16и

ГПП-10

2 секция шин (35 кВ)

ТПОЛ-Ю, 1500/5 А

4029

0,5

1261-59

4527

НТМИ-6-66, 6000/100 В

РХТА

0,5

2611-70

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074929

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37041

0,5

29397-05

17и

ГПП-11

1 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-Ю, 3000/5 А

263

0,5

6811-78

88

264

НАМИТ-Ю-2, 6000/100 В

0847

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075848

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37052

0,5

29397-05

18и

ГПП-11

2 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-Ю, 3000/5 А

343

0,5

6811-78

82

266

НАМИТ-Ю-2, 6000/100 В

0848

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075652

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37050

0,5

29397-05

19и

ГПП-11

3 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-Ю, 3000/5 А

86

0,5

6811-78

79

341

НАМИТ-Ю-2, 6000/100 В

0053

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075864

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37053

0,5

29397-05

20и

ГПП-11

4 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-Ю, 3000/5 А

83

0,5

6811-78

265

80

НАМИТ-Ю-2, 6000/100 В

0807

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075585

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37051

0,5

29397-05

Номер точки измерения

Наименование точки измерения, диспетчерское наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИИК

Тип

Заводской номер

Класс точности

Номер в Госреестре

21и

ГПП-11

5 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

81

0,5

6811-78

348

84

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0803

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074948

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37054

0,5

29397-05

22и

ГПП-11

6 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

326

0,5

6811-78

327

345

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0837

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074791

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37055

0,5

29397-05

23 и

ГПП-11

7 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

1064

0,5

6811-78

1051

1062

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0319

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075092

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37056

0,5

29397-05

24и

ГПП-11

8 секция шин (110 кВ)

ТЛШ-10, 3000/5 А

1057

0,5

6811-78

1053

1061

НАМИТ-10-2, 6000/100 В

0102

0,5

18178-99

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074784

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37057

0,5

29397-05

25и

РП-1

1 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

67142

0,5

1261-59

67178

НТМИ-6, 6000/100 В

1112

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03,1(10) А 100 В

0108075945

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37061

0,5

29397-05

26и

РП-1

2 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

46371

0,5

1261-59

46433

НТМИ-6, 6000/100 В

1384

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075743

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37062

0,5

29397-05

27и

ТП-12

1 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

65824

0,5

1261-59

6658

НТМИ-6, 6000/100 В

3101

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108076110

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37059

0,5

29397-05

28и

ТП-12

2 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

51102

0,5

1261-59

42686

НТМИ-6, 6000/100 В

3595

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108075739

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37058

0,5

29397-05

29и

ТП-29

3 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

10777

0,5

1261-59

10322

НТМИ-6, 6000/100 В

169

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108073981

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37060

0,5

29397-05

ЗОи

ТП-41

1 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-Ю, 600/5 А

14163

0,5

1261-59

14626

НТМИ-6, 6000/100 В

3039

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108074804

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37042

0,5

29397-05

таблицы 1

Номер точки измерения

Наименование точки измерения, диспетчерское наименование присоединения

СИ, входящие в состав ИИК

Тип

Заводской номер

Класс точности

Номер в Госреестре

31и

ТП-41

2 секция шин (6 кВ)

ТПОЛ-10, 600/5 А

8698

0,5

1261-59

9915

НТМИ-6, 6000/100 В

3320

0,5

380-49

СЭТ-4ТМ.03, 1(10) А 100 В

0108076104

0,2S/0,5

27524-04

Е443М5 (EURO), 100 В

37044

0,5

29397-05

Примечания

1 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2 Допускается замена измерительных трансформаторов, устройств измерительных и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже указанных в настоящей таблице. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "РНПК" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя вычислительный компонент измерительной системы (сервер с программным обеспечением (ПО)), технические средства организации каналов связи, каналы связи, автоматизированные рабочие места персонала.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС ПКЭ РНПК и выполняет законченную функцию измерений времени.

В каждой точке измерения с помощью TH, УИ и ИВК организуются по 8 простых измерительных каналов, с помощью которых в этих точках автоматически производятся измерения следующих величин:

1) действующего значения междуфазного напряжения по первой гармонике на интервале усреднения 60 с (Un);

2) действующего значения напряжения прямой последовательности по первой гармонике на интервале усреднения 60 с (Unn);

3) установившегося отклонения междуфазного напряжения по первой гармонике в процентах от номинального значения (5Uny);

4) установившегося отклонения напряжения прямой последовательности по первой гармонике в процентах от номинального значения (5Unny);

5) значения частоты напряжения переменного тока в электрической сети на интервале усреднения 20 с (fn);

6) отклонения частоты напряжения переменного тока в электрической сети от номинального значения (Afn);

7) длительности провалов междуфазных напряжений по первой гармонике (Atn);

8) глубины провалов междуфазных напряжений по первой гармонике (5Un)

Первичные напряжения преобразуются измерительными трансформаторами напряжения TH в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы устройства измерительного УИ. С выхода УИ коды, функционально связанные с перечисленными выше измеряемыми величинам, при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на сервер ИВК, представляющий собой IBM-совместимый компьютер, который обеспечивает расчет значений измеряемых величин, хранение и выдачу результатов измерений в виде таблиц, ведомостей на видеомонитор и внешние отчуждаемые носители.

Кроме того, в каждой точке измерения с помощью ТТ, TH, счетчика электрической энергии и ИВК организуются два простых измерительных канала, которые в этих точках автоматически производят измерения средней за 60 с активной и реактивной мощности (каналы 9 и 10). Эти каналы как самостоятельные не используются, а применяются как простые только в составе сложного измерительного канала и используются как источники информации для расчета потерь напряжения и приведения результатов измерений в точках измерений ПКЭ к точкам контроля ПКЭ (точкам поставки на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания») по алгоритмам расчета, приведенным в аттестованной МВИ.

Таким образом, к каждой из 31-й точек измерения подключены по 10 простых измерительных каналов.

В каждой из 20-и точек контроля ПКЭ с помощью 4-х сложных измерительных каналов производятся измерения следующих величин:

1) установившегося отклонения междуфазного напряжения по первой гармонике в процентах от номинального значения (5Ucy);

2) установившегося отклонения напряжения прямой последовательности по первой гармонике в процентах от номинального значения (8Ucny);

3) значения частоты напряжения переменного тока в электрической сети на интервале усреднения 20 с (fc);

4) отклонения частоты напряжения переменного тока в электрической сети от номинального значения (Afc).

Информация о составе сложных измерительных каналов измерения установившегося отклонения междуфазного напряжения и напряжения прямой последовательности приведена в таблице 2, измерения частоты и отклонения частоты приведена в таблице 3.

Таблица 2

№ точки контроля ПКЭ

Диспетчерское наименование точки коммерческого контроля

Обозначение сложного измерительного канала

Обозначение простого измерительного канала

ПС "Факел";

Ввод-Т1 6 кВ

1К-1

1и-1, 1и-9, 1и-10, Зи-1, Зи-9, Зи-10

1к-2

1и-2, 1и-9, 1и-10, Зи-2, Зи-9, Зи-10

ПС "Факел"; Ввод-Т2 6 кВ

2к-1

2и-1, 2и-9, 2и-10, 4и-1,4и-9, 4и-10

2к-2

2и-2, 2и-9, 2и-10, 4и-2, 4и-9, 4и-10

ПС "Факел"; яч.2 ЗРУ- 35 кВ

Зк-1

12и-1, 12и-9, 12и-10

Зк-2

12и-2, 12и-9, 12и-10

ПС "Факел"; яч.8 ЗРУ-35 кВ

4к-1

6и-1, 6и-9, 6и-10, 16и-1, 16и-9, 16и-10

4к-2

6и-2, 6и-9, 6и-Ю, 16и-2, 16и-9, 16и-10

ПС "Факел"; яч.10 ЗРУ-35 кВ

5к-1

8и-1, 8и-9, 8и-10, 9и-1, 9и-9, 9и-10

5 к-2

8и-2, 8и-9, 8и-10, 9и-2, 9и-9, 9и-10

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.21 ГРУ-110 кВ

6к-1

17и-1, 17и-9, 17и-10, 19и-1, 19и-9, 19и-10, 21и-9, 21И-10, 23и-9, 23и-10

6к-2

17и-2, 17и-9, 17и-10, 19и-2, 19и-9, 19и-10, 21и-9, 21И-10, 23и-9, 23и-10

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.22 ГРУ-110 кВ

7к-1

18и-1, 18и-9, 18и-10, 20и-1, 20и-9,20и-Ю, 22и-9, 22и-10, 24и-9, 24и-10

7к-2

18и-2, 18и-9, 18и-10, 20и-2, 20и-9, 20и-10, 22и-9, 22и-10,24и-9, 24и-10

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.12 ЗРУ-35 кВ

8к-1

Юи-1, Юи-9, Юи-10

8к-2

Юи-2, Юи-9, Юи-Ю

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.9 ЗРУ-35 кВ

9к-1

Пи-1, Пи-9, Пи-10

9к-2

11и-2, 11и-9, 11и-Ю

Юк

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.5 ЗРУ-35 кВ

Юк-1

13и-1, 13и-9, 13и-Ю

Юк-2

13и-2, 13и-9, 13и-Ю

11к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.1 ЗРУ-35 кВ

11К-1

14и-1, 14и-9, 14и-Ю

11 к-2

14и-2, 14и-9, 14и-Ю

12к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.22 ЗРУ-35 кВ

12к-1

5и-1, 5и-9, 5и-Ю, 7и-1, 7и-9, 7и-Ю

12 к-2

5и-2, 5и-9, 5и-Ю, 7и-2, 7и-9, 7и-Ю

13к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.23 ЗРУ-35 кВ

13к-1

15и-1, 15и-9, 15и-Ю

13 к-2

15и-2, 15и-9, 15и-Ю

14к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.14 ГРУ-6 кВ

14к-1

26и-1,26и-9, 26и-Ю

14к-2

26и-2, 26и-9, 26и-Ю

15к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.9 ГРУ-6 кВ

15к-1

28и-1, 28и-9, 28и-Ю

15к-2

28и-2,28и-9,28и-Ю

№ точки контроля ПКЭ

Диспетчерское наименование точки коммерческого контроля

Обозначение сложного измерительного канала

Обозначение простого измерительного канала

16к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.6 ГРУ-6 кВ

16к-1

30и-1,30и-9, ЗОи-10

16к-2

30и-2, 30и-9, ЗОи-10

17к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.22 ГРУ-6 кВ

17к-1

25и-1,25и-9,25и-10

17к-2

25и-2, 25и-9, 25и-10

18к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.27 ГРУ-6 кВ

18к-1

27и-1,27и-9,27и-10

18к-2

27и-2, 27и-9, 27и-10

19к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.25 ГРУ-6 кВ

19к-1

31и-1, 31и-9, 31и-10

19к-2

31и-2, 31и-9, 31И-10

20к

Ново-Рязанская ТЭЦ; яч.41 ГРУ-6 кВ

20к-1

29и-1,29и-9, 29и-10

20к-2

29и-2,29и-9, 29и-10

Примечания

1 Обозначение простого измерительного канала состоит из номера точки измерения и номера простого из

мерительного канала через дефис

2 Обозначение сложного измерительного канала состоит из номера точки контроля ПКЭ и номера сложного измерительного канала через дефис

Таблица 3                                                           __________

№ точки контроля ПКЭ

Диспетчерское наименование точки коммерческого контроля.

Обозначение сложного измерительного канала

Обозначение простого измерительного канала

1к - 5к

ПС "Факел"

1к-3

1к-4

1и-5, 2и-5, Зи-5, 4и-5, 6и-5, 8и-5, 9и-5, 12и-5, 16и-5

6к - 20к

Ново-Рязанская ТЭЦ

бк-3

6 к-4

5и-5, 7и-5, 10и-5, 11и-5, 13и-5, 14и-5, 15и-5, 17и-5, 18и-5, 19и-5, 20и-5, 21и-5, 22и-5, 23и-5, 24и-5, 25и-5, 26и-5, 27и-5, 28и-5, 29и-5, 30и-5, 31 и-5

Примечания

1 Обозначение простого измерительного канала состоит из номера точки измерения и номера простого измерительного канала через дефис

2 Обозначение сложного измерительного канала состоит из номера точки контроля ПКЭ и номера сложного измерительного канала через дефис

АИИС ПКЭ РНПК обеспечивает защищённость:

- применяемых компонент - технические средства, входящие в состав АИИС ПКЭ РНПК (устройства измерительные, счетчики электрической энергии, ИВК, каналообразующая аппаратура), имеют механическую защиту от несанкционированного доступа и пломбируются;

- информации на программном уровне от несанкционированного доступа путем установки паролей при параметрировании устройств измерительных, счетчиков электрической энергии и сервера ИВК, а также при конфигурировании и настройке АИИС ПКЭ РНПК.

АИИС ПКЭ РНПК обеспечивает надежность системных решений:

- резервирование питания сервера ИВК, устройств измерительных от источников бесперебойного питания;

- диагностика (функция выполняется автоматически):

а) в журналах событий устройств измерительных и счетчиков электрической энергии фиксируются факты:

1)параметрирования;

2) пропадания напряжения питания;

3)коррекции.

б) в журналах событий ИВК фиксируются факты:

1) параметрирования сервера ИВК, а также конфигурирования и настройки АИИС ПКЭ РНПК;

2) коррекции времени в ИВК, устройствах измерительных и счетчиках электрической энергии.

АИИС ПКЭ РНПК оснащена СОЕВ, построенной на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени, и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК, устройств измерительных и счетчиков электрической энергии ИИК.

Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.

Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию встроенного в устройство сервисное корректора времени. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.

Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхождении времени сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свое время по времени корректора.

Сличение времени устройств измерительных и счетчиков электрической энергии со временем ИВК производится каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков и устройств измерительных производится при расхождении со временем ИВК более ± 1 с.

Технические характеристики

Основные метрологические характеристики простых измерительных каналов приведены в таблице 4. В качестве доверительных границ здесь и далее принимаются границы при доверительной вероятности равной 0,95.

Таблица 4

№ простого ИК

Наименование измеряемой величины

Диапазон измерений

Доверительные границы погрешностей измерений

Интервал усреднения, с

в нормальных условиях

в рабочих условиях

(1И-1)-(31и-1);

(1и-2)-(31и-2)

Действующее значение междуфазных напряжений по первой гармонике (Un) и напряжения прямой последовательности по первой гармонике (Unn)

4,8 - 7,2 кВ

± 0,9 %

± 1,2 %

60

(1и-з)-(31и-3); (1и-4)-(31и-4)

Установившееся отклонение между-фазного напряжения по первой гармонике (5Uny) и установившееся отклонение напряжения прямой последовательности по первой гармонике (Unnv)

± 20 %

± 0,9 %

± 1,2%

60

(1и-5)-(31и-5)

Значение частоты (fn)

(45 -55) Гц

± 0,015 Гц

± 0,026 Гц

20

(1и-6) -(31и-6)

Отклонение частоты (Afn)

±5 Гц

± 0,015 Гц

± 0,026 Гц

20

(1и-7)-

(31И-7)

Длительность провала напряжения, Atn

(0,05 - 59,5) с

(2-10‘4-Atn+0,04) с

(3,7-10’4Atn+0,07)c

-

(1и-8)-(31и-8)

Глубина провала напряжения, 5Un

от 10 до 80 %

± 0,8 %

± 1,1 %

-

от 80 до 90 %

± 0,6 %

± 0,9 %

Основные метрологические характеристики сложных измерительных каналов для рабочих условий применения приведены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5

Номер сложного ИК

Доверительные границы абсолютной погрешности измерения установившегося отклонения напряжения (8Ucv, 8Ucnv ), %

в диапазоне нормально допустимых значений(от минус 5,6% до плюс 5,6%)

в интервалах от нормально допустимых значений до предельно допустимых значений (от плюс 5,6% до плюс 10,6% и минус 5,6% до минус 10,6%)

в интервалах от нормально допустимых значений до предельно допустимых значений (от плюс 10,6% до плюс 15% и минус 10,6% до минус 20%)

1к-1, 1к-2, 2к-1,2к-2

± 1,3

± 1,4

± 1,9

Зк-1,Зк-2

±2,5

±3,0

±4,2

4к-1,4к-2

±2,7

±3,2

±4,4

5к-1, 5к-2

±2,6

±3,0

±4,1

6к-1,6к-2, 7к-1, 7к-2

± 1,6

± 1,7

± 1,9

8к-1, 8к-2

±2,5

±2,9

±4,0

9к-1,9к-2

±2,6

±3,0

±4,2

10к-1, 10к-2, 11к-1, Пк-2

± 1,9

± 2,0

±2,5

12к-1, 12к-2

±3,3

±3,6

±4,5

13к-1, 13к-2

± 1,7

±2,2

±3,3

(14к-1) - (20к-1), (14к-2)-(20к-2)

± U

± 1,1

± 1,2

Таблица 6

№ сложного ИК

Наименование измеряемой величины

Диапазон измерений

Доверительные границы погрешности измерений

1к-3, бк-3

Значение частоты (fc)

(45 - 55) Гц

± 0,026 Гц

1к-4, 6 к-4

Отклонение частоты (Afc)

±5 Гц

± 0,026 Гц

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени и интервалов времени ± 5 с.

Нормальные условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха (20 ± 5) °C;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

- параметры сети:

а) напряжение (0,98 - 1,02)-Uhom;tok(1,0 - 1,2)-1ном;

б) частота (50,00 ± 0,15) Гц;

в) coscp = 0,87 инд.;

г) коэффициент искажения синусоидальной кривой напряжения и тока не более 2 %;

- магнитные поля отсутствуют.

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 50 °C и счетчиков электрической энергии от минус 10 до плюс 50 °C;

- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха 30 °C;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

- параметры сети:

а) напряжение (0,80 - 1,15)-Uhom;

б) ток (0,05 - 1,2)-1ном;

в) частота (50,0 ± 0,4) Гц;

г) coscp > 0,5 инд.;

д) для счетчиков электрической энергии коэффициент третьей гармонической составляющей тока не более 10 %;

- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков) от 0 до 0,5 мТл.

Глубина хранения в ИВК результатов измерений и состояний средств измерений - не менее 110 суток (функция выполняется автоматически).

ИВК обеспечивает автоматический перезапуск (перезагрузку) при сбоях программного обеспечения и после восстановления сетевого питания, при этом длительность перезапуска ИВК - не более 2 мин.

Показатели надежности применяемых в АИИС ПКЭ РНПК компонент приведены в таблице 7.

Таблица 7

Наименование

Средняя наработка на отказ (То), ч

Время восстановления (Тв),ч

Коэффициент готовности (Кг)

1 Трансформаторы тока

300000

2 Трансформаторы напряжения

300000

3 Устройства измерительные

100000

8

4 Счетчики электрической энергии

90000

2

5 ИВК

1

0,99993

6СОЕВ

10

0,9998

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» типографским способом.

Комплектность

В комплект АИИС ПКЭ РНПК входят технические средства, программные средства и документация, представленные в таблице 7.

Таблица 7

Наименование

Обозначение (тип)

Количество, шт.

Технические средства

1 Трансформатор тока

ТПОЛ-Ю

22

2 Трансформатор тока

ТПШЛ-10

16

3 Трансформатор тока

ТЛШ-10

30

4 Трансформатор тока

ТПШФ-10

6

5 Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

10

6 Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

5

7 Трансформатор напряжения

НТМИ-6

16

8 Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

32

9 Модуль интерфейсов-02

НЕКМ.426479.001 ТУ

13

10 Плата полудуплексной связи 4-х канальная

НЕКМ.426419.006 ТУ

1

11Разветвитель интерфейса 2х RS-485/2x RS-485

НЕКМ.687281.043

18

12 Устройство измерительное Е443М5 (EURO)

НЕКМ.426489.008 ТУ

32

13 Устройство сбора данных Е443М2 (EURO)

32 канала

НЕКМ.426489.001 ТУ

2

14 Устройство сбора данных Е443М2 (EURO)

16 канала

НЕКМ.426489.001 ТУ

10

15 Модуль ввода-вывода СИМ2

НЕКМ.426419.013

1

16 Модуль ввода-вывода УУК2/СИМ1

НЕКМ.426419.021

2

Наименование

Обозначение (тип)

Количество, шт.

17 Модуль ввода-вывода УУК2

НЕКМ.426419.020

3

18 Модуль ввода-вывода ПДС2

НЕКМ.426419.008

2

19 Модуль ввода-вывода ПДСЗ

НЕКМ.426419.009

1

20 Устройство уплотнения каналов

НЕКМ.426479.002 ТУ

10

21 Устройство формирования импульсов многоканальное

НЕКМ.426479.006 ТУ

1

22 Приемник меток времени GPS

НЕКМ.426479.011 ТУ

1

23 Устройство сервисное УС-01

НЕКМ.426479.008 ТУ

1

24 Асинхронный сервер Ethemet/16xRS232

MOXANport 5610-16

2

25 Коммутатор

МОХА EDS-205 5 портов 10/100

1

26 IBM - совместимый сервер: Р4; 3,0ГГц; 2T6;VGA/LAN; FDD; HDD 2x120 Гб RAID; CD-RW

1

27 Монитор LCD 19»

1

28 Источник бесперебойного питания

Smart-UPS 1000VA 2U (SUA1000RMI2U)

2

29 Источник бесперебойного питания

EATON Powerware 3105 500VA

12

Программные средства

30 Базовое ПО КТС «Энергия+». Версия 6.3

НЕКМ.467619.001

1

31 Программа «Мониторинг мгновенных и средних параметров электросети». Версия 6.

НЕКМ.467619.032

1

32 Автоматизированная диспетчерская система. Версия 6.

НЕКМ. 467619.041

1

33 Специализированное ПО «АИИС ПКЭ РНПК». Версия 2.0.

НЕКМ. 467619.044

1

34 Microsoft® SQL Server™ 2005 Standard +Service Pack 2

1

35 Операционная система Windows Server 2003 R2Rus

1

Документация

36 Ведомость эксплуатационных документов

НЕКМ.421451.110 ВЭ

1

37 Руководство пользователя

НЕКМ.421451 110 ИЗ

1

38 Инструкция по эксплуатации КТС

НЕКМ.421451.110 ИЭ

1

39 Формуляр-паспорт

НЕКМ.421451.110 ФО

1

40 Ведомость ЗИП

НЕКМ.421451.110 ЗИ

1

41 Методика выполнения измерений

НЕКМ.421451.110 МВИ

1

42 Методика поверки

НЕКМ.421451.110 МП

1

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом НЕКМ.421451.110 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания». Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» в июле 2009 г.

Перечень основного оборудования, используемого при поверке:

- мультиметр «Ресурс -ПЭ»

- радиочасы РЧ-011;

- измеритель показателей качества электрической энергии «РЕСУРС-ПЕ2»;

- переносной компьютер с ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и оптический преобразователь

для работы с электросчетчиками системы;

- средства поверки устройства измерительного в соответствии с методикой поверки приведенной в Руководстве по эксплуатации НЕКМ.426489.008 РЭ;

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков по методике поверки на многофункциональные счетчики электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

Автоматизированная информационно-измерительная система показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания». Техническое задание. НЕКМ.421451.110 ТЗ.

Автоматизированная информационно-измерительная система показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания». Технорабочий проект. НЕКМ.421451.110.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной показателей качества электроэнергии на границах раздела ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание