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 №229 "Темпы" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 "Темпы" Нет данных, ГРСИ 42311-09
Номер госреестра:
42311-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ №229 "Темпы" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 "Темпы"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-230
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 №229 «Темпы» 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 трехфазные многофункциональные серии ZMDкласса
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 №229 «Темпы» в состав
ИВКЭ входит РСТВ-01. РСТВ-01 осуществляет прием сигналов точного времени и син-
хронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 «Темпы»
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
3
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 220 кВ №229 «Темпы» 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
88000
ZMD402CT41.0467S
2 CU-B4
№ 93946387
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
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
678
9
10
ТТ
ТН
4
АТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
АНАМИ-110УХЛ1
ВНАМИ-110УХЛ1
СНАМИ-110УХЛ1
5
№ 6520-А
№ 6520-В
№ 6520-С
№ 49
№ 32
№ 97
1
110 Тем-Дубна 1 (-)
Счетчик
123
КТ=3
Ктт=400/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
24218-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
5
ТТ
ТН
88000
2
110 Тем-Дубна 2 (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947106
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
88000
3
110 Темпы-Волга В (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946941
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
88000
4
110 Темпы-Волга З (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946545
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=3
Ктт=400/5
20644-03
А ТВ-110 № 6521
В ТВ-110 № 6521
СТВ-110№ 6521
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 942426
№ 942422
№ 942432
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 6337-А
№ 6337-В
№ 6337-С
№ 942426
№ 942422
№ 942432
КТ=3
Ктт=400/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НАМИ-110УХЛ1
ВНАМИ-110УХЛ1
СНАМИ-110УХЛ1
№ 6338-А
№ 6338-В
№ 6338-С
№ 49
№ 32
№ 97
КТ=3
Ктт=400/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
24218-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
6
ТТ
ТН
88000
5
110 Тем-Талдом 1 (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947474
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
88000
6
110 Тем-Талдом 2 (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947380
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
7
110 Тем-Экран (-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946477
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НАМИ-110УХЛ1
ВНАМИ-110УХЛ1
СНАМИ-110УХЛ1
№ 6472А
№ 6472В
№ 6472С
№ 49
№ 32
№ 97
КТ=3
Ктт=400/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
24218-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 6461-А
№ 6461-В
№ 6461-С
№ 942426
№ 942422
№ 942432
КТ=3
Ктт=400/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТВ-110
ВТВ-110
СТВ-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 6480
№ 6480
№ 6480
№ 942426
№ 942422
№ 942432
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
7
ТТ
ТН
132000
8
110 Юрьево-Тем 1(-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946781
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
132000
9
110 Юрьево-Тем 2(-)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947363
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 1936
18000
10
Ввод №1 ГУ
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946386
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110-18
ВТВ-110-18
СТВ-110-18
А НАМИ-110УХЛ1
ВНАМИ-110УХЛ1
СНАМИ-110УХЛ1
№ 8462-А
№ 8462-В
№ 8462-С
№ 49
№ 32
№ 97
КТ=3
Ктт=600/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
24218-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТВ-110
ВТВ-110
СТВ-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 6459
№ 6459
№ 6459
№ 942426
№ 942422
№ 942432
КТ=3
Ктт=600/5
20644-00
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
№ 201
№ 865
№ 194
А ТПОЛ-10У3
ВТПОЛ-10У3
СТПОЛ-10У3
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=1500/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
8
ТТ
ТН
№ 1070
18000
11
Ввод №2 ГУ
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947109
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1070
3600
12
Фидер № 1 ПС шл
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947105
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1936
7200
13
Фидер № 10
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947046
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 466
№ 838
№ 517
А ТПОЛ-10У3
ВТПОЛ-10У3
СТПОЛ-10У3
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=1500/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 878
-
№ 107
А ТПОЛ
В-
СТПОЛ
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 3081
№ 3127
№ 3126
А ТПОЛ-10
ВТПОЛ-10
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
9
ТТ
ТН
№ 1936
3600
14
Фидер № 2 ПС шл
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947047
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1070
7200
15
Фидер № 6
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947108
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1070
7200
16
Фидер № 7
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946476
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 864
-
№ 059
А ТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 511
№ 079
№ 576
А ТПОЛ-10У3
ВТПОЛ-10У3
СТПОЛ-10У3
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 237
№ 625
№ 784
АТПЛ-10
ВТПЛ-10
СТПЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1276-59
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
10
ТТ
ТН
1800
17
Фидер № 8
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946479
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1070
4800
18
Фидер М1
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947049
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 1936
4800
19
Фидер М4
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947504
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4567
8910
КТ=0,5
Ктт=150/5
1276-59
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
С
АТПЛ-10№ 737
ВТПЛ-10№ 905
СТПЛ-10№ 669
А
ВНТМИ-6№ 1070
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
КТ=0,5
Ктт=400/5
№ 18312
№ 18454
№ 18389
А ТПФД
ВТПФД
СТПФД
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
КТ=0,5
Ктт=400/5
№ 18182
№ 18252
№ 18213
А ТПФД
ВТПФД
СТПФД
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
11
ТТ
ТН
№ 1070
7200
20
Фидер М5
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947045
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
нет ТН
10
21
Билайн
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94206316
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
нет ТН
10
22
РРС
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94206289
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 17673
№ 17666
№ 17563
А ТПОЛ-10
ВТПОЛ-10
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КТ=0,5
Ктн=6000/100
380-49
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
КТ=0,5
Ктт=50/5
22656-02
А Т-0,66МУ3
ВТ-0,66МУ3
СТ-0,66МУ3
№ 073727
№ 073730
№ 073732
-
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 2,3%
КТ=0,5
Ктт=50/5
22656-02
А Т-0,66МУ3
В Т-0,66МУ3
СТ-0,66МУ3
№ 073729
№ 073730
№ 073732
-
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 2,3%
12
ТТ
ТН
нет ТН
15
23
ТМХ (ХН)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94206286
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
1234
5678910
КТ=0,5 А ТК-40
Ктт=75/5 В ТК-40
1407-60СТК-40
№ 27298
№ 272673
№ 272673
-
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 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 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:
13
−
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 №229 «Темпы» 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 №229 «Темпы» - не менее 20
лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 «Темпы» 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.
(возможность
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
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 №229 «Темпы» АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 «Темпы»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ №229 «Темпы» 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 №229 «Темпы» 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 серии ZMD – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии
многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденным ФГУП
«ВНИИМС 22 января 2007 г.;
−
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».
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 31381-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ "Сибкабель" | Нет данных | ООО "ПК "СпецКИПавтоматика", г.Северск | 4 года | Перейти |
| 56302-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Лесная Поляна" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Новосибирской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 64118-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Корпорация "ГРИНН" "ТМК "ГРИНН", 302042, г. Орел, Кромское шоссе д. 4 | Нет данных | ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 70068-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Лиман | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69850-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ ГПП-220 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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