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 Подстанция "Районная" - АИИС КУЭ Подстанция "Районная" Нет данных, ГРСИ 43397-09
Номер госреестра:
43397-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Подстанция "Районная" - АИИС КУЭ Подстанция "Районная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-323
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
2
−
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 Подстанция «Районная» 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 трехфазные многофункциональные Альфа А1800 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 RTU-325, блок бесперебойного
питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД RTU-325).
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 Подстанция «Районная» в состав
ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного
времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ Подстанция «Районная»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ Подстанция «Районная» обеспечивает измерение
времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
3
уровнях сбора,
совокупностью
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается
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
440000
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
№ 0001101447
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
678910
ТТ
ТН
4
АТВ-220/26
ВТВ-220/26
СТВ-220/26
АНКФ 220-58
ВНКФ 220-58
СНКФ 220-58
5
№ 683-1
№ 683-2
№ 683-3
№ 896532
№ 896533
№ 896534
1
ВЛ- 220-280 Н.Ильинская
Счетчик
123
КТ=1
Ктт=1000/5
20644-05
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 2,1% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
5
ТТ
ТН
440000
2
ВЛ- 220-296 ГОГРЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001101415
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
440000
3
ВЛ-220-279 Заиграево
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001101426
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
440000
4
ВЛ-220-295 ГОГРЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001101423
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-220/25
ВТВ-220/25
СТВ-220/25
А НКФ 220-58
ВНКФ 220-58
СНКФ 220-58
№ 1483-2
№ 1483-3
№ 1483-1
№ 896532
№ 896533
№ 896534
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3196-72
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
А ТДУ-220
ВТДУ-220
СТДУ-220
А НКФ 220-58
ВНКФ 220-58
СНКФ 220-58
№ 132-1
№ 132-2
№ 132-3
№ 830332
№ 836158
№ 836161
КТ=0,5
Ктт=1000/5
37471-08
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
А ТВ-220/25
ВТВ-220/25
СТВ-220/25
А НКФ 220-58
ВНКФ 220-58
СНКФ 220-58
№ 1532-1
№ 1532-2
№ 1532-3
№ 830332
№ 836158
№ 836161
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3196-72
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
6
ТТ
ТН
264000
5
ОВ-220
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001101432
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
6
ВЛ- 110 кВ РА-162
Счетчик
EA02RAL-P4B-4
№ 0001100503
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
7
ВЛ- 110 кВ РЗМ - 116
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100504
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=1
Ктт=600/5
37471-08
А ТДУ-220 № 379-1
В ТДУ-220 № 379-2
СТДУ-220№ 379-3
А НКФ 220-58
ВНКФ 220-58
СНКФ 220-58
№ 896532
№ 896533
№ 896534
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 2,1% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 1844-1
№ 1844-2
№ 1844-3
№ 32441
№ 32448
№ 32180
КТ=1
Ктт=1000/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТВ-110/18
ВТВ-110/18
СТВ-110/18
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 7077-1
№ 7077-2
№ 7077-3
№ 32441
№ 32448
№ 32180
КТ=1
Ктт=1000/5
29255-07
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
7
ТТ
ТН
220000
8
ВЛ- 110 кВ РНО-138
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100506
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
9
ВЛ- 110 кВ РТ-118
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100511
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
10
ВЛ- 110 кВ РТ-142
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100513
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-110/18
ВТВ-110/18
СТВ-110/18
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 7251-1
№ 7251-2
№ 7251-3
№ 32441
№ 32448
№ 32180
КТ=1
Ктт=1000/5
29255-07
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 6497-1
№ 6497-2
№ 6497-3
№ 32441
№ 32448
№ 32180
КТ=1
Ктт=1000/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТФЗМ-110Б-III-У1
ВТФЗМ-110Б-III-У1
СТФЗМ-110Б-III-У1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
№ 1500
№ 1488
№ 1469
№ 32441
№ 32448
№ 32180
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
220000
11
ВЛ-110 кВ РА-161
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100505
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
12
ВЛ-110 кВ РС-180
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100512
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
13
ВЛ-110 кВ РТ-104
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100507
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-110/20
ВТВ-110/20
СТВ-110/20
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 2725-1
№ 2725-2
№ 2725-3
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=1
Ктт=1000/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 6496-1
№ 6496-2
№ 6496-3
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=1
Ктт=1000/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТНДМ-110
ВТНДМ-110
СТНДМ-110
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 6498-1
№ 6498-2
№ 6498-3
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=1
Ктт=1000/5
1673-69
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
9
ТТ
ТН
220000
14
ВЛ-110 кВ РТ-141
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100508
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
15
ВЛ-110 кВ РЭ-109
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100510
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
16
ВО 110 кВ
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100509
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФЗМ-110Б-III-У1
ВТФЗМ-110Б-III-У1
СТФЗМ-110Б-III-У1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
№ 1482
№ 1485
№ 1460
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=0,5
Ктт=1000/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТВ-110/18
ВТВ-110/18
СТВ-110/18
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 7272-1
№ 7272-2
№ 7272-3
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=1
Ктт=1000/5
29255-07
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,7% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 4,0%
А ТВ-110-II-У2
ВТВ-110-II-У2
СТВ-110-II-У2
А НКФ-110-83 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-83 У1
№ 5145-1
№ 5145-2
№ 5145-3
№ 32139
№ 32437
№ 32156
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3182-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
10
ТТ
ТН
42000
17
ВЛ 35 кВ (Резерв)
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386603
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
14000
18
ВЛ-35 кВ РЗ-3185
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100515
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
21000
19
ВЛ-35 кВ РМ-342
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100522
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,7%
± 4,0%
± 9,0%
± 4,0%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВДМ-35МКП
В-
СТВДМ-35МКП
А НОМ-35-66 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СНОМ-35-66 У1
№ 7106 А
-
№ 7106 С
№ 1220271
№ 1338766
№ 1220278
КТ=0,5
Ктт=600/5
3178-72
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
187-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
А ТВ-35-IIIУ2
В-
СТВ-35-IIIУ2
А НОМ-35-66 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 14561 А
-
№ 14561 C
№ 1258289
№ 1232841
№ 1232992
КТ=3
Ктт=200/5
19720-05
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
А ТВДМ-35МКП
В-
СТВДМ-35МКП
А НОМ-35-66 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СНОМ-35-66 У1
№ 6885А
-
№ 6885С
№ 1220271
№ 1338766
№ 1220278
КТ=1
Ктт=300/5
3178-72
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
187-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
11
ТТ
ТН
42000
20
ВЛ-35 кВ РМБ-341
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100523
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
14000
21
ВЛ-35 кВ РТ-340
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 0001100520
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 4009
4800
22
фид.6 кВ №1
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386602
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-35-III-У2
В-
СТВ-35-III-У2
А НОМ-35-66 У1
В ЗНОМ-35-65 У1
С ЗНОМ-35-65 У1
№ 14592А
-
№ 14592С
№ 1258289
№ 1232841
№ 1232992
КТ=0,5
Ктт=600/5
3178-72
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
А ТВДМ-35МКП
В-
СТВДМ-35МКП
А НОМ-35-66 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СНОМ-35-66 У1
№ 6871А
-
№ 6871С
№ 1220271
№ 1338766
№ 1220278
КТ=3
Ктт=200/5
3178-72
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
187-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
№ 72980
-
№ 40650
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
12
ТТ
ТН
№ 4009
1200
23
фид.6 кВ №11
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386778
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 6692
4800
24
фид.6 кВ №2
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386173
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 4009
4800
25
фид.6 кВ №3
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386617
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=100/5
1276-59
А ТПЛ-10№ 1686
В--
СТПЛ-10№ 1800
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 7717
-
№ 67060
А ТОЛ 10
В-
СТОЛ 10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
6009-77
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 25238
-
№ 71025
А ТПЛМ-10
В-
СТПЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
2363-68
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
13
ТТ
ТН
№ 6692
4800
26
фид.6 кВ №4
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386584
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
№ 4009
4800
27
фид.6 кВ №5
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386068
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 4009
4800
28
фид.6 кВ №7
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386616
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
12345678910
КТ=0,5А ТОЛ 10№ 7280
Ктт=400/5В--
6009-77СТОЛ 10№ 7718
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
№ 33128
-
№ 33158
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=3
Ктт=400/5
1856-67
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
№ 29761
-
№ 36584
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=3
Ктт=400/5
1856-67
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
14
ТТ
ТН
№ 4009
4800
29
фид.6 кВ №9
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386165
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=400/5
1276-59
А ТПЛ-10№ 3647
В--
СТПЛ-10№ 3748
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
* Данный канал является информационным.
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
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:
15
−
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 Подстанция «Районная» 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 Подстанция «Районная» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ Подстанция «Районная» 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 Подстанция «Районная» АИИС КУЭ Подстанция «Районная»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ Подстанция «Районная» определяется проектной документацией
на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ Подстанция «Районная» 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»;
−
счетчики типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика
поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 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.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40521-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО "ТГК Уруссинская ГРЭС" | Нет данных | ЗАО Компания "ЭНЕРГОБИЗНЕСКОМ", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79465-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная для испытаний ВГТД стенда НО1785 | Акционерное общество "Научно-производственный центр "МЕРА" (АО "НПЦ "МЕРА"), г. Королев, Московской обл. | 1 год | Перейти | |
| 76156-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Эссити" | Нет данных | ООО "ЭнергоПромРесурс", г.Красногорск | 4 года | Перейти |
| 72145-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Воротынец" | Нет данных | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 22877-02 | Машина координатно-измерительная цифровая | SZ 311/12-MSA554 | Фирма "Heidenhain", Швейцария | 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