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 "Бобров" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бобров" Нет данных, ГРСИ 42274-09
Номер госреестра:
42274-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бобров" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бобров"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-181
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
2
данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников
ОРЭ (1 раз в сутки);
−
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 «Бобров» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 0,5S; 10; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности
0,2; 0,5; 1,0 и cчетчики электрической энергии многофункциональные EPQS класса 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 220 кВ «Бобров» 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 «Бобров»
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
3
РСТВ-01 на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Бобров» 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
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
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
ТН
1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460583
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
12 3
КТ=0,5
Ктт=600/5
45678910
АТФНД-110М № 717
ВТФНД-110М№ 726
ТТ
2793-71
СТФНД-110М№ 730
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 890411
№ 890503
№ 891956
132000
ВЛ-110 "Анна-1"
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
5
ТТ
ТН
132000
2
ВЛ-110 "Анна-2"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460585
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
3
ВЛ-110 "Бобровская-2"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461471
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 4,0%
± 2,1%
ТТ
ТН
132000
4
ВЛ-110 "Бобров-таловая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460586
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,6%
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678
9
10
КТ=3
Ктт=600/5
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 343
№ 789
№ 719
№ 783912
№ 783900
№ 783911
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 3599
№ 3408
№ 3607
№ 783912
№ 783900
№ 783911
КТ=0,5S
Ктт=120/5
23256-05
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1903
№ 1934
№ 1955
№ 783912
№ 783900
№ 783911
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
6
ТТ
ТН
132000
5
ВЛ-110 "Бобров-тяговая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460587
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,6%
ТТ
ТН
132000
6
ВЛ-110 "Бутурлиновка-1"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460588
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
7
ВЛ-110 "Бутурлиновка-2"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460590
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678
9
10
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1937
№ 1938
№ 703
№ 890411
№ 890503
№ 891956
КТ=0,5
Ктт=120/5
2793-88
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
КТ=3
Ктт=600/5
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 6219-А
№ 6219-В
№ 6219-С
№ 890411
№ 890503
№ 891956
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
КТ=3
Ктт=600/5
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 4767-А
№ 4767-В
№ 4767-С
№ 783912
№ 783900
№ 783911
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
7
ТТ
ТН
132000
8
ВЛ-110 "НВАЭС"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460589
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
9
ОВ-110 кВ
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461475
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
14000
10
ВЛ-35 ПС Липовка
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461472
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФНД-110М
ВТФЗМ-110Б-IУ1
СТФНД-110М
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1602
№ 46430
№ 1782
№ 890411
№ 890503
№ 891956
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
А ТФЗМ 110Б-III У1
ВТФЗМ 110Б-III У1
СТФЗМ 110Б-III У1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 6068
№ 6070
№ 6076
№ 783912
№ 783900
№ 783911
КТ=0,5
Ктт=1500/5
26421-04
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-05
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
А ТФЗМ-35А-У1
В-
СТФН-35М
А ЗНОМ-35-54
ВЗНОМ-35-54
СЗНОМ-35-54
№ 68568
-
№ 1052
№ 815537
№ 815416
№ 815382
КТ=0,5
Ктт=200/5
26417-04
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
14000
11
ВЛ-35 ПС Ср. Икорец
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 577531
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
14000
12
ВЛ-35 ПС Юдановка
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461474
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
42000
13
Т-1 сторона 35кВ
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461476
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-35/10
ВТВ-35/10
СТВ-35/10
А ЗНОМ-35-54
ВЗНОМ-35-54
СЗНОМ-35-54
№ 3538-А
№ 3538-В
№ 3538-С
№ 854879
№ 854968
№ 869215
КТ=10
Ктт=200/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
КТ=10
Ктт=200/5
А ТДВ-35
ВТДВ-35
СТДВ-35
А ЗНОМ-35-54
ВЗНОМ-35-54
СЗНОМ-35-54
№ 18425-А
№ 18425-В
№ 18425-С
№ 854879
№ 854968
№ 869215
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВТ 35-V
ВТВТ 35-V
СТВТ 35-V
А ЗНОМ-35-54
ВЗНОМ-35-54
СЗНОМ-35-54
№ 5244
№ 5242
№ 5186
№ 815537
№ 815416
№ 815382
КТ=3
Ктт=600/5
3634-89
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
9
ТТ
ТН
42000
14
Т-2 сторона 35кВ
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461473
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 754
20000
15
Ввод 10 кВ №1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 452205
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 571
30000
16
Ввод 10 кВ №2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 452142
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678
9
10
А ТВТ 35-V
ВТВТ 35-V
СТВТ 35-V
А ЗНОМ-35-54
ВЗНОМ-35-54
СЗНОМ-35-54
№ 6155
№ 6165
№ 6157
№ 854879
№ 854968
№ 869215
КТ=3
Ктт=600/5
3634-89
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
№ 8613
№ 8639
№ 8611
А ТЛМ-10-2У3
ВТЛМ-10-2У3
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
№ 7148
№ 6914
№ 6912
А ТЛМ-10-2У3
ВТЛМ-10-2У3
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
10
4
5
ТТ
ТН
11094-87
№ 571
2000
17
ВЛ-10-11
Счетчик
25971-06
EPQS 111.21.18LL
№ 461418
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ТТ
ТН
11094-87
С
4000
18
ВЛ-10-13
Счетчик
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
678910
№ 9430
-
№ 9640
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
В
НАМИ-10-У2
С
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
А ТЛМ-10-2У3№ 9843
В--
СТЛМ-10-2У3№ 9950
А
В
НАМИ-10-У2№ 754
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
EPQS 111.21.18LL№ 461419
25971-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
11
ТТ
ТН
№ 754
6000
19
ВЛ-10-17
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461468
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 571
6000
20
ВЛ-10-18
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461600
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 571
4000
21
ВЛ-10-19
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461420
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
А ТЛМ-10№ 849
Ктт=300/5
В--
№ 1021
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
2473-05
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%
№ 7645
-
№ 1430
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
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%
№ 8046
-
№ 8038
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
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%
12
ТТ
ТН
№ 754
4000
22
ВЛ-10-20
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461417
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 754
4000
23
ВЛ-10-23
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461469
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 754
2000
24
ВЛ-10-25
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461470
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=40/5
2473-00
А ТЛМ-10№ 9102
В--
СТЛМ-10№ 0560
А
ВНАМИ-10-У2
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%
№ 0390
-
№ 9856
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-05
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%
№ 9187
-
№ 9676
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-05
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
№ 571
4000
25
ВЛ-10-27
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461602
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 754
4000
26
ВЛ-10-29
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461467
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 754
6000
27
ВЛ-10-5
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461416
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 9848
-
№ 9045
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-05
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%
№ 0384
-
№ 0562
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-05
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%
№ 9985
-
№ 1009
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
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%
14
ТТ
ТН
№ 571
1000
28
ВЛ-10-7
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461601
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 571
2000
29
ВЛ-10-9
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461421
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=50/5
2473-05
А ТЛМ-10№ 646
В--
СТЛМ-10№ 622
А
ВНАМИ-10-У2
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%
№ 9426
-
№ 9681
А ТЛМ-10-2У3
В-
СТЛМ-10-2У3
А
ВНАМИ-10-У2
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-05
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%
* 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 trial 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 220 кВ «Бобров» 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 220 кВ «Бобров» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Бобров» 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 220 кВ «Бобров» АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Бобров»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Бобров» 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 «Бобров» 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 |
| 38831-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пермэнерго" | Нет данных | ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 36393-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Северный текстиль" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 81584-21 | Система измерения трехосевого ускорения | g-Tester HIC | Фирма "Weinmann GmbH", Германия | 3 года | Перейти |
| 79964-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ЗАО "Молкомбинат "Адыгейский", ООО "КЛААС", ООО "Хладокомбинат ЗАПАДНЫЙ", АО "Клинический санаторий "Металлург", АО "Кубанский бекон", ЗАО "Абрау-Дюрсо", Образовательный фонд "Талант и успех", ООО "Алма Продакшн") | Общество с ограниченной ответственностью "КЭС" (ООО "КЭС"), г. Краснодар | 4 года | Перейти | |
| 65005-16 | Система измерений количества показателей качества нефтепродуктов № 1220 ЛПДС "Воронеж" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", 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