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 "Орловская" - АИИС КУЭ ПС "Орловская" Нет данных, ГРСИ 42099-09
Номер госреестра:
42099-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Орловская" - АИИС КУЭ ПС "Орловская"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-239
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
2
−
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 «Орловская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; 0,5 и
cчетчики электрической энергии многофункциональные EPQSкласса 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 (далее – 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 «Орловская» 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 «Орловская»
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.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС «Орловская» обеспечивает измерение времени
3
уровнях сбора,
совокупностью
в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается
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
132000
EPQS 111.21.18LL
№ 471429
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
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
ТТ1
ТТ2
ТН
4
АТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
АТВ-110/50
В ТВ-110/50
С ТВ-110/50
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
5
№ 4385
№ 3957
№ 4057
№ 2783А
№ 2783В
№ 2783С
№ 871516
№ 871519
№ 871515
1
ВЛ-110 кВ Мценск-Орел-Восточная
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
5
ТТ1
ТТ2
ТН
132000
2
ВЛ-110 кВ Мценск-Орел-Западная
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471439
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ТТ
ТН
132000
3
ВЛ-110 кВ Новоселово 1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472001
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 2562А
№ 2562В
№ 2562С
№ 51
-
№ 64
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А ТФНД-110 М
В-
СТФНД-110 М
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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 ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
А ТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 2049A
№ 2049B
№ 2049C
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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
4
ВЛ-110 кВ Новоселово 2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472002
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ1
ТТ2
ТН
132000
5
ВЛ-110 кВ Орловская Восточная
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471431
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1722А
№ 1722В
№ 1722С
№ 871516
№ 871519
№ 871515
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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 ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А ТФНД-110 М
ВТФНД-110 М
СТФНД-110 М
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 2488А
№ 2488В
№ 2488С
№ 4389
№ 4296
№ 4060
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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 ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
7
ТТ
ТН
132000
6
ВЛ-110 кВ Стальной Конь 1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471998
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
7
ВЛ-110 кВ Стальной Конь 2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471999
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
8
ВЛ-110 кВ ТЭЦ-Орловская -
Районная
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471995
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 27791
№ 27792
№ 27793
№ 871516
№ 871519
№ 871515
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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 ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 24911
№ 24912
№ 24913
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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 ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 24941
№ 24942
№ 24943
№ 871516
№ 871519
№ 871515
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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
132000
9
ВЛ-110кВ СПЗ-1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471994
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
10
ВЛ-110кВ СПЗ-2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471996
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
132000
11
ОВ-110кВ
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471997
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФЗМ 110Б-1 У1
ВТФЗМ 110Б-1 У1
СТФЗМ 110Б-1 У1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 35459
№ 35453
№ 35491
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-88
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-1 У1
ВТФЗМ 110Б-1 У1
СТФЗМ 110Б-1 У1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 35457
№ 35461
№ 35474
№ 871516
№ 871519
№ 871515
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-88
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 ТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 2564А
№ 2564В
№ 2564С
№ 830336
№ 830342
№ 830337
КТ=0,5
Ктт=600/5
3190-72
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%
9
ТТ
ТН
№ 2178
8000
12
Ф 10 кВ №16 ТПП
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472135
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2178
4000
13
Ф 10 кВ №2 ОГУПП
Обл.энерго
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472610
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2178
12000
14
Ф 10 кВ №26
Промстройдеталь
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471918
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 62730
-
№ 24096
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 02706
-
№ 02359
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 2822
-
№ 6431
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
10
ТТ
ТН
№ 2178
12000
15
Ф 10 кВ №28 ДК-2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472137
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2164
12000
16
Ф 10 кВ №3 ОГУПП
Обл.энерго
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472611
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 95
3000
17
Ф 10 кВ №35 ДК-1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472136
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 36074
-
№ 33412
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 54970
-
№ 04826
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 0097
-
№ 3905
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-00
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
11
ТТ
ТН
№ 238
3000
18
Ф 10 кВ №36 ТСН-3
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472142
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 95
6000
19
Ф 10 кВ №49 ТПП
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471920
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 95
8000
20
Ф 10 кВ №57 ОГУПП Орл
Обл.энерго
Счетчик
EPQS 131.21.18LL
№ 472141
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 3308
-
№ 3080
А ТЛМ-10 1У3
В-
СТЛМ-10 1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-69
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 5439
-
№ 6764
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-00
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 12391
-
№ 4672
А ТОЛ 10У3
В-
СТОЛ 10У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
7069-02
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,2S
Ксч=1
25971-03
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 1,9% ± 2,0%
12
ТТ
ТН
№ 238
8000
21
Ф 10 кВ №58
Промстройдеталь
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472143
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 95
6000
22
Ф 10 кВ №59 Водоканал
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471919
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 238
6000
23
Ф 10 кВ №60 Водоканал
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471921
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=400/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 59481
В--
СТЛМ-10№ 59482
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 4308
-
№ 4310
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-00
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 0291
-
№ 7218
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
13
ТТ
ТН
№ 95
3000
24
Ф 10 кВ №63 ТСН-2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472613
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 95
12000
25
Ф 10 кВ №65 ВРЭС
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472651
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2164
8000
26
Ф 10 кВ №71 ОГУПП Орл
Обл.энерго
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472562
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 6766
-
№ 7127
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-00
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 5233
-
№ 5204
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
2473-79
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 29555
-
№ 29541
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
14
ТТ
ТН
№ 2164
4000
27
Ф 10 кВ №73
Промстройдеталь
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472612
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
нет ТТ
ТН
№ 914
-
28
ф. №65 ПС Володарская
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472651
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 02318
-
№ 02613
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А
ВНАМИ-10У2
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
не нормируется *не нормируется *
*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.
15
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 «Орловская» как его неотъемлемая часть.
16
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 «Орловская» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ ПС «Орловская» 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).
17
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 «Орловская» АИИС КУЭ ПС «Орловская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС «Орловская» определяется проектной документацией на
систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС «Орловская» 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.;
−
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 |
| 69808-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Урьевская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62539-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тульской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 74378-19 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1027 ООО "РН-Комсомольский НПЗ" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 51656-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Дагестан | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79299-20 | Система измерений количества и показателей качества нефти Самбургского месторождения | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 1 год | 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