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 "Вичуга" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Вичуга" Нет данных, ГРСИ 42280-09
Номер госреестра:
42280-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Вичуга" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Вичуга"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-183
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 «Вичуга» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 1; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 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 «Вичуга» 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 «Вичуга»
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 «Вичуга» 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
№ 461578
Активная
Реактивная
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
123
КТ=3
Ктт=600/5
45678910
АТВ-110/20 № 841
ВТВ-110/20№ 167
ТТ
4462-74
СТВ-110/20№ 216
АНКФ-110
ВНКФ-110
СНКФ-110
№ 693819
№ 693825
№ 693229
132000
ВЛ-110 Вичуга-Воробьево
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
не нормируется *не нормируется *
5
ТТ
ТН
132000
2
ВЛ-110 Вичуга-Заволжск
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460872
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
3
ВЛ-110 Вичуга-Зарубино
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460874
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
4
ВЛ-110 Вичуга-Острецово
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460871
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678
9
10
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 026
№ 488
№ 663
№ 58880
№ 53120
№ 53201
КТ=3
Ктт=600/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110
ВНКФ-110
СНКФ-110
№ 489
№ 923
№ 847
№ 693819
№ 693825
№ 693229
КТ=3
Ктт=600/5
4462-74
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 064
№ 416
№ 637
№ 58880
№ 53120
№ 53201
КТ=3
Ктт=600/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
6
ТТ
ТН
132000
5
ВЛ-110 Вичуга-Пеньки
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460873
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
6
ВЛ-110 Вичуга-Родники
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460877
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
132000
7
ВЛ-110 Вичуга-Светоч
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460875
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
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110
ВНКФ-110
СНКФ-110
№ 752
№ 152
№ 857
№ 693819
№ 693825
№ 693229
КТ=3
Ктт=600/5
1673-69
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТФНД-110
В-
СТФНД-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 757
-
№ 122
№ 58880
№ 53120
№ 53201
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
№ 346
-
№ 173
А ТФНД-110
В-
СТФНД-110
А НКФ-110
ВНКФ-110
СНКФ-110
№ 693819
№ 693825
№ 693229
КТ=0,5
Ктт=600/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
7
ТТ
ТН
132000
8
ШСВ-110
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461214
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
42000
9
ВЛ-35 Вичуга-Н.Писцово-1
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461184
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
28000
10
ВЛ-35 Вичуга-Н.Писцово-2
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461182
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,7%
± 4,0%
± 9,0%
± 4,0%
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678
9
10
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 269
№ 437
№ 892
№ 58880
№ 53120
№ 53201
КТ=3
Ктт=600/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВДМ-35
ВТВДМ-35
СТВДМ-35
А НОМ-35
ВНОМ-35
СНОМ-35
№ 862
№ 483
№ 822
№ 783103
№ 854606
№ 854594
КТ=0,5
Ктт=600/5
13158-04
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
187-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
А ТВДМ-35
ВТВДМ-35
СТВДМ-35
А НОМ-35
ВНОМ-35
СНОМ-35
№ 258
№ 992
№ 316
№ 664867
№ 667126
№ 734313
КТ=1
Ктт=400/5
13158-04
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
187-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
8
ТТ
ТН
№ 322063
7200
11
Л-604
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472374
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 195649
4800
12
Л-605
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461825
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,6%
ТТ
ТН
№ 195649
3600
13
Л-609
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460879
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
1234
5
678910
№ 41733
-
№ 08066
КТ=0,5А ТПОЛ
Ктт=600/5В-
1261-02СТПОЛ
КТ=0,5А
Ктн=6000/100ВНТМ-6
837-58С
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 3033
-
№ 1374
А ТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1261-02
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
№ 117439
-
№ 59864
А ТПФ-6
В-
СТПФ-6
А
ВНТМ-6
С
КТ=3
Ктт=300/5
517-50
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
9
ТТ
ТН
№ 195649
4800
14
Л-610
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471516
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 322063
3600
15
Л-611
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 472620
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 195649
4800
16
Л-612
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471740
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 156
-
№ 207
С
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
КТ=0,5
Ктт=400/5
1276-59
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
№ 368
-
№ 172
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1276-59
КТ=0,5
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 834
-
№ 362
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1276-59
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
10
ТТ
ТН
№ 322063
3600
17
Л-613
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471736
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 195649
12000
18
Л-614
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 460469
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
нет ТТ
ТН
нет ТН
-
19
Л-616
Счетчик
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 716
-
№ 065
С
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-05
КТ=0,5
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 548
-
№ 778
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=1000/5
1276-59
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1EPQS 111.21.18LL№ 460471
25971-06
не нормируется *не нормируется *
11
ТТ
нет ТН
ТН
нет ТН
-
20
Л-резерв
Счетчик
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
ТТ
ТН
№ 195649
7200
21
ф. 601
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461179
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 322063
7200
22
Ф. 602
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461178
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
12345678910
КТ=-/-
Ксч=1
реестр
не нормируется *не нормируется *
№ 43303
-
№ 27043
А ТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
№ 33913
-
№ 43175
А ТПОЛ
В-
СТПОЛ
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
12
ТТ1
ТТ2
ТН
№ 195649
4800
23
ф. 603
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461253
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ТТ
ТН
№ 322063
12000
24
ф. 606
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471325
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 322063
4800
25
ф. 615
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 471738
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 42174
-
№ 36671
№ 42174
-
№ 36671
А ТПФМ-10-800
В-
СТПФМ-10-800
А ТПФМ-10-800
В-
СТПФМ-10-800
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
814-53
КТ=0,5
Ктт=400/5
814-53
КТ=1,0
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,8% ± 7,0%
Реактивная ± 4,0% ± 3,0%
№ 13086
-
№ 13081
А ТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=1000/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 017
-
№ 764
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМ-6
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1276-59
КТ=0,5
Ктн=6000/100
837-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
* Данный канал является информационным.
13
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.
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 «Вичуга» как его неотъемлемая часть.
14
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 «Вичуга» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Вичуга» 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 trial) 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).
15
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 «Вичуга» АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Вичуга»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Вичуга» 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 «Вичуга» 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 |
| 45719-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-4 Суторминского месторождения | Нет данных | ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 82571-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КОКС" | - | Публичное акционерное общество "КОКС" (ПАО "КОКС"), г. Кемерово | 4 года | Перейти |
| 21765-01 | Система измерительная | S2 | Фирма "TRUBEND Systems, Inc", США | 1 год | Перейти |
| 39429-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Дальэнерго" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 76210-19 | Система измерительная установки тит. 545 ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" | Нет данных | ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез", г.Пермь | 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