Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Дон" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Дон" Нет данных, ГРСИ 42094-09
Номер госреестра:
42094-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Дон" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Дон"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-200
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
−
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии многофункциональные EPQS и СЭТ-4ТМ.03класса
точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи
данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (trial – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД TK16L, блок бесперебойного
питания;
−
радиосерверы точного времени РСТВ-01.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал.
По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре
счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» в состав ИВКЭ
входит РСТВ-01. РСТВ-01 осуществляет прием сигналов точного времени и синхронизацию
времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и РСТВ-01 на
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также РСТВ-01 при расхождении значений времени в этих устройствах и
РСТВ-01 на значение более 2 с.
2
3
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» обеспечивает измерение
времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
440000
EPQS 111.21.18LL
№ 461015
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
5
№ 8568
-
ТТ
ТН
4
АТФЗМ 220Б-IV У1
В-
СТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ 220-58 У1
В НКФ 220-58 У1
С НКФ 220-58 У1
№ 8566
№ 19881
№ 19855
№ 19949
1
ВЛ 220 кВ Чириково - Дон
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=1000/5
26424-04
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
26453-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
5
ТТ
ТН
132000
2
ВЛ-110 "Заход левая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461013
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
3
ВЛ-110 "Заход правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461018
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
4
ВЛ-110 "Л. Толстой"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461090
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22086
№ 22080
№ 22048
№ 20592
№ 20371
№ 20406
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22133
№ 51603
№ 22350
№ 20641
№ 20628
№ 19898
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 35571
№ 35572
№ 35567
№ 20592
№ 20371
№ 20406
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
6
ТТ
ТН
132000
5
ВЛ-110 "Машзавод левая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461019
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
6
ВЛ-110 "Машзавод правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461289
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
7
ВЛ-110 "Ольховец"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461021
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22320
№ 22272
№ 22257
№ 20641
№ 20628
№ 19898
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 33646
№ 33641
№ 22102
№ 20592
№ 20371
№ 20406
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22310
№ 22105
№ 24414
№ 20641
№ 20628
№ 19898
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
7
ТТ
ТН
132000
8
ВЛ-110 "Компрессорная
левая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461020
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
9
ВЛ-110 "Компрессорная
правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460699
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
10
ВЛ-110 "Лебедянь правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461017
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22226
№ 22344
№ 22382
№ 20641
№ 20628
№ 19898
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 23866
№ 22474
№ 23845
№ 20592
№ 20371
№ 20406
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-1У1
ВТФЗМ-110Б-1У1
СТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ110-57-У1
ВНКФ110-57-У1
СНКФ110-57-У1
№ 22084
№ 22317
№ 22073
№ 20641
№ 20628
№ 19898
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
220000
11
ОМБ 110 кВ
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461083
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
14000
12
ОРУ-35кВ яч. 35 кВ "Б.
Избищи"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461088
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
14000
13
ОРУ-35кВ яч. 35 кВ
"Культура"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461089
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТФЗМ 110-Б-IIУ1
ВТФЗМ 110-Б-IIУ1
СТФЗМ 110-Б-IIУ1
А НКФ110-57-У1
В НКФ110-57-У1
С НКФ110-57-У1
№ 10365
№ 10346
№ 10364
№ 20592
№ 20371
№ 20406
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВ35-III-У2
ВТВ35-III-У2
СТВ35-III-У2
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 14877А
№ 14877В
№ 14877С
№ 1321289
№ 1321267
№ 1321343
КТ=3
Ктт=200/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВ35-III-У2
ВТВ35-III-У2
СТВ35-III-У2
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 14880А
№ 14880В
№ 14880С
№ 1321344
№ 1321351
№ 1321322
КТ=3
Ктт=200/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
9
ТТ
ТН
42000
14
ОРУ-35кВ яч. 35 кВ
"Перемычка"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461082
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
42000
15
ОРУ-35кВ яч. 35 кВ "ЭКЗ"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461091
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-35-III-У2
ВТВ-35-III-У2
СТВ-35-III-У2
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 14878А
№ 14878В
№ 14878С
№ 1321344
№ 1321351
№ 1321322
КТ=0,5
Ктт=600/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=trial:√3/100:√3
912-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВЭ-35УХЛ2
ВТВЭ-35УХЛ2
СТВЭ-35УХЛ2
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 1280А
№ 1280В
№ 1280С
№ 1321289
№ 1321267
№ 1321343
КТ=0,5
Ктт=600/5
13158-04
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
* Данный канал является информационным.
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
10
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от
−
30˚С до +35˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» как его неотъемлемая часть.
11
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» используются следующие виды резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
−
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
−
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
−
испытательная коробка (специализированный клеммник);
−
крышки клеммных отсеков счетчиков;
−
крышки клеммного отсека УСПД.
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации(возможность
использования цифровой подписи).
12
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 220 кВ «Дон» АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» определяется проектной документацией на
систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Дон» проводится по документу МИ 3000-2006 «ГСИ.
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической
энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
cчетчики EPQS – в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные EPQS», утвержденной Государственной службой
метрологии Литовской Республики.;
−
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИГЛШ.411152.124
РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи
данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки».
АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425–2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47795-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Калужской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58025-14 | Счетчики электрической энергии | Электрон-3 | ООО "Электрон", г.Казань | 5 лет | Перейти |
| 35302-07 | Система измерений количества нефтепродуктов (узел учета нефтепродуктов) Сызранского причала номер 1 ОАО "Сызранский НПЗ" | Нет данных | ОАО "Сызранский НПЗ", г.Сызрань | 1 год | Перейти |
| 53657-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Навля" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Брянской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48663-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по объекту ФГКЭУ "Алабинская КЭЧ района" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений