50892-12: Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги" - Производители, поставщики и поверители

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 50892-12
Производитель / заявитель: ООО "Р.В.С.", г.Москва
Скачать
50892-12: Описание типа СИ Скачать 243.2 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca); действующего значенияфазного напряжения (Ub0); активной и реактивной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f); напряжения постоянного и переменного тока (U1 сек, U2 сек). Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации. Система решает следующие задачи: - автоматизированный сбор данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования ПС 220 кВ Мокша и передачи их в РДУ (ОДУ) ОАО ┌СО ЕЭС√, ЦУС (ГЦУС) МЭС ОАО ┌ФСК ЕЭС√ по протоколу МЭК 60870-5-104; - восприятие дискретных сигналов; - передача измерительной и дискретной информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) оперативного персонала и АРМ инженера телемеханики (ТМ) ПС 220 кВ Мокша; - регистрация результатов измерений с присвоением меток времени; - формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений; - формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на экранах АРМ в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора; - протоколирование действий оператора; - представление режимов работы оборудования ПС 220 кВ Мокша в реальном масштабе времени.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 50892-12
Наименование Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги"
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 47754
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 559 п. 98 от 17.08.2012
Производитель / Заявитель

ООО "Р.В.С.", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 50892-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

50892-12: Описание типа СИ Скачать 243.2 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги (далее по тексту - система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca); действующего значения фазного напряжения (Ub0); активной и реактивной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f); напряжения постоянного и переменного тока (U1 сек, U2 сек).

Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации.

Система решает следующие задачи:

- автоматизированный сбор данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования ПС 220 кВ Мокша и передачи их в РДУ (ОДУ) ОАО «СО ЕЭС», ЦУС (ГЦУС) МЭС ОАО «ФСК ЕЭС» по протоколу МЭК 60870-5-104;

- восприятие дискретных сигналов;

- передача измерительной и дискретной информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) оперативного персонала и АРМ инженера телемеханики (ТМ) ПС 220 кВ Мокша;

- регистрация результатов измерений с присвоением меток времени;

- формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

- формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на

экранах АРМ в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;

- протоколирование действий оператора;

- представление режимов работы оборудования ПС 220 кВ Мокша в реальном

масштабе времени.

Описание

Система представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Система реализована на основе комплексов информационно-измерительных и управляющих STCE (Госреестр № 40455-09) на базе контроллеров STCE-RTU (Госреестр № 4045409), преобразователей напряжения Е855/10ЭС (Госреестр №24221-08) и Е857/13ЭС (Госре-естр №24220-08), приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07), различных коммуникационных средств и программного обеспечения (ПО).

Система включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, модули аналогового ввода переменного напряжения (100 В) и переменного тока (1/5 А) контроллеров STCE-RTU, приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus, преобразователи напряжения Е855/10ЭС и Е857/13ЭС, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов системы приведены в таблице 2.

2 -ой уровень включает в себя контроллеры телемеханики (основной и резервный), каналообразующую аппаратуру, оборудование системы единого времени и ПО.

3 -ий уровень включает в себя сервер системы eXPert, АРМ оперативного персонала и АРМ инженера ТМ, средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и сервер, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОАО «СО ЕЭС» и ПО.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из 1-ого, 2-ого и 3-ого уровней системы.

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов PM130P Plus или модули аналогового ввода контроллеров STCE-RTU (для ИК 1-12, 14), преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя (в блоке центрального процессора контроллера STCE-RTU для ИК 1-12, 14) вычисляются частота (f), действующие значения фазного (Ub0) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, токов (Ia, Ib, Ic), а также значения трехфазной активной (Рсум), реактивной (Qcyw), присвоение полученным данным меток времени.

Напряжение переменного и постоянного тока (U1 сек, U2 сек) на секциях ЩСН и ШПТ соответственно поступает на входы измерительных преобразователей Е855/10ЭС и Е857/13ЭС, преобразующих аналоговые сигналы напряжения переменного и постоянного тока в унифицированные выходные сигналы силы постоянного тока (4-20 мА), которые далее поступают на входы модуля аналогового ввода контроллеров STCE-RTU.

Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по линиям связи (основной канал -RS-485, резервный - Wi-Fi) поступает на входы комплекса информационно-измерительного и управляющего STCE, где осуществляется приведение действующих значений фазного и линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной и реактивной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.

Цифровой сигналов с выходов комплекса информационно-измерительного и управляющего STCE поступает на сервер системы eXPert, АРМ оперативного персонала и АРМ инженера ТМ, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора на удаленные диспетчерские центры и центры управления сетями осуществляется от комплекса информационно-измерительного и управляющего STCE по выделенному основному и резервному (спутниковый) каналам связи по протоколу МЭК 60870-5-104.

Система включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времени обеспечивает:

- синхронизацию внутренних часов всех серверов, АРМ и измерительных приборов;

- использование выделенного сервера точного времени с синхронизацией от спутниковой системы глобального позиционирования GPS.

NTP-сервер точного времени Метроном-300/TC-l-l синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешность синхронизации ± 10 мкс. Сервер времени синхронизирует часы коммуникационного контроллера STCE-RTU по выделенному каналу с помощью амплитудно-модулированного формата IRIG-B с точностью не хуже 1 мс. Коммуникационный контроллер STCE-RTU синхронизирует часы объектного контроллера STCE-RTU и часы сервера SCADA системы eXPert по протоколу NTP относительно собственного времени. Период синхронизации по протоколу NTPсоставляет 30 секунд. Максимальное расхождение внутренних часов контроллера за период синхронизации не превышает ± 10 мкс. Оъектный Контроллер STCE-RTU синхронизирует часы приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus по протоколу 60870-5-101 относительно собственного времени с погрешностью синхронизации ± 5 мс. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 10 мс.

Программное обеспечение

В системе используется ПО eXPert, предназначенное для создания информационно-управляющих систем для автоматизации технологического процесса передачи и распределения электрической энергии, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО eXPert обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным с использованием паролей.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

ПО PAS

Для конфигурирования устройства SATEC C:\Pas\Pas.exe

Pas.exe

V1.4 Build 6 BETA

61cb158a3cd233438 ea4582cdf1e73a9

MD5

Для конфигурирования плат крейтов STCE RTU

ttermpro.exe

4.60

7d917293187186c05 43f2d1e828c11c9

MD5

ПО teraterm, прошивка FW Для конфигурирования плат Центрального блока CPU2000

ttermpro.exe stce_cpu2k___ru_reg

__01_02_03.crc

01.02.03

5f40b0736897c43e0 d1379417a7e923b

MD5

ПО платы Блока 32 аналоговых оптически изолированных входов 32OAI Заводская прошивка

-

01.00.00 658072024

-

-

ПО teraterm, прошивка FW для 101 протокола для конфигурирования плат Блока 4 последовательных соединений 4SC

ttermpro.exe sk4sc_101_pstn_03_ 11_16.crc

03.11.16 658620310

fb784648507058dc1f f0883d1a9338c5

MD5

ПО teraterm, прошивка FW для протокола Modbus для конфигурирования плат Блока 4 последовательных соединений 4SC

ttermpro.exe stce_4scModbus___0

2_04_01.crc

02.04.01

96583c06f9f9f2063a

2a2984dbfbfa15

MD5

ПО для конфигурирования плат токов и напряжений крейтов STCE RTU

wdw.exe

-

0a85a1399ab46852a a5c1dbe64912de8

MD5

ПО wdw, прошивка FW для конфигурирования плат Блок 8 аналоговых входов АС по напряжению 8AIAC/4V+4V

wdw.exe CALIB_CONV_8AI AC.h86 FW_DSP_8AIAC_3_ 00_01b.h86 uC_AIAC_4v-4v 3 00 05 rc1.h87

03.00.01 658072050-

AO-IT 03.00.05 658072049

6abc74517184079dd b049389e4dbca1b 1763916b8590bc8d5 7ee2be4831083d8 1728f0c237c8b9059 a4c899e4e4de8e2

MD5

ПО wdw, прошивка FW для конфигурирования плат Блок 12 аналоговых входов АС по току

wdw.exe CALIB_CONV_12A IAC.h86 FW_DSP_12AIAC_3 _00_01b.h86 uC_AIAC_12A_3_00 05 rc1.h87

03.00.01 658072054-

AO-IT 03.00.05 658072053

1a0cbf8b4f01eb248c fe76c2781ebe60 e7a229ad9da3d5bdf0 470f10d4daf643 e79b60ffb3fbafbe90e cc7caaa776ccd

MD5

1

2

3

4

5

ПО teraterm, прошивка FW для конфигурирования платы: Блок 2 последовательных соединения и интерфейс Ethernet 2SC+ETH

ttermpro.exe sk4sc_101_pstn_03_ 11_16.crc

03.11.16

658620310

fb784648507058dc1f f0883d1a9338c5

MD5

сервис, отвечающий за обработку всех данных, ведения динамической базы

данных, осуществление резервирования

C:\EXPERT\Progect\ Scada\ScadaXP. exe

1.0.5.9

ad77db3aef6a19bd4b 7e8e43292c9b31

MD5

сервис сбора данных

C:\EXPERT\Progect\ Fron-tEnd\FeIec870\WinFr ontEndXP.exe

0.4.0.5

6723bf2fb7e2aaa8d4

36f7385cbe6e5b

MD5

сервис архивирования поступающей информации (ТС, ТИ)

C:\EXPERT\Progect\ HDR\ARC_Manager. exe

0.1.5.1

b4855828584bf6572 bd711f491f238c6

MD5

сервис формирования отчетных ведомостей

C:\EXPERT\Progect\ Re-port\ReportRun.exe

0.1.9.2

aeb90065c7f3fc3d3f 10a7796ac2845b

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические ха-

рактеристики ИК системы указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-ого уровня системы и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня системы и метрологические характеристики ИК

№ п/п

Наименование объекта

Состав 1-ого уровня системы

Измеряемые параметры

Метрологические характеристики

Основная относит. погрешность, %

Относит. погрешность в рабочих условиях, %

ТТ

ТН

Преобразователь

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

1СШ-

110 кВ

-

НКФ-110-83 У1

Кл. т 0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода

VT STCE

640.072.014-M0-RU

Кл. т.0,5

Зав. № 201001509444

Uab, Ubc, Uca f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

2.

2СШ-

110 кВ

-

НКФ-110-83 У1

Кл. т 0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48735

Зав. № 48728

Зав. № 48703

Модуль аналогового ввода

VT STCE

640.072.014-M0-RU

Кл. т.0,5

Зав. № 201001509449

Uab, Ubc, Uca f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

1

2

3

4

5

6

7

8

3.

ОСШ-

110 кВ

-

НКФ-110-83 У1

Кл. т 0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № б/н

Модуль аналогового ввода

VT STCE

640.072.014-M0-RU

Кл. т.0,5

Зав. № 201001509444

Ub

± 0,66

± 0,63

4.

ВЛ-220 кВ Рузаевка-Мокша

ТФЗМ-220 Б III У1 Кл. т.0,5 600/5 Зав. № 1070

Зав. № 957 Зав. № 912

НКФ-220-58 У1

Кл. т.0,5 220000:^3/ 100:^3

Зав. № 58613

Зав. № 17873

Зав. № 47386

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509505 Зав. № 201001509446

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

5.

АТ-1 110 кВ

ТФЗМ-110 Б III У1 Кл. т.0,5 1000/5 Зав. № 6687 Зав. № 6721 Зав. № 6670

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509504 Зав. № 201001509444

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

6.

ВЛ110 кВ Каз.Май дан

СА-123 Кл. t.0,2S 600/5 Зав. № 0911266/45 Зав. № 0911266/43 Зав. № 0911266/44

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509507 Зав. № 20100150944\4

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,4

±1,0 ±1,8

±4,5

±11,1

±11,1

7.

ВЛ-110 кВ Ко-вылки-но-1

СА-123 Кл. t.0,2S 600/5

Зав. № 0911266/25 Зав. № 0911266/26 Зав. № 0911266/27

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509506 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,4

±0,8

±1,8

±4,5

±11,1

±11,1

1

2

3

4

5

6

7

8

8.

ВЛ-110 кВ Ко-вылки-но-2

СА-123 Кл. t.0,2S 600/5 Зав. № 0911266/31

Зав. № 0911266/32 Зав. № 0911266/33

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48735

Зав. № 48728

Зав. № 48703

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509506 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,4

±0,8

±1,8

±4,5 ±11,1 ±11,1

9.

ВЛ-110 кВ Ин-сар

ТБМО-110 УХЛ1 Кл. т.0,5 600/5

Зав. № 698 Зав. № 695 Зав. № 354

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48735

Зав. № 48728

Зав. № 48703

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509506 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7 ±11,4 ±11,9

10.

ВЛ-110 кВ Ко-челаево

ТБМО-110 УХЛ1 Кл. т.0,5 600/5

Зав. № 270 Зав. № 690 Зав. № 688

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509507 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7 ±11,4 ±11,9

11.

ОВ-110кВ

ТФЗМ-110 Б IV У1 Кл. т.0,5 1000/5 Зав. № 6740 Зав. № 6732 Зав. № 6672

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509507 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7 ±11,4 ±11,9

1

2

3

4

5

6

7

8

12.

СВ-110 кВ

ТФЗМ-110 Б III У1 Кл. т.0,5 1000/5 Зав. № 6736 Зав. № 6746 Зав. № 6724

НКФ-110-83 У1

Кл. т.0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав. № 48705

Зав. № 48750

Зав. № 48660

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 201101509507 Зав. № 201001509449

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7 ±11,4 ±11,9

13.

1 сек 10 кВ

-

НАМИ-10 У 2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3818

SATEC PM130 PLUS

Кл. т.0,58 Зав. № 919839

Uab, Ubc, Uca

±0,42

±0,43

14.

АТ-1 10кВ

ТШЛ-10 У1

Кл. т.0,5 3000/5 Зав. № 1791 Зав. № 2342 Зав. № 801

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

Модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU Модуль аналогового ввода

VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

Зав. № 20101509504 Зав. № 201001509444

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум Uab, Ubc, Uca

±0,66 ±1,0 ±2,3 ±0,66

±0,78 ±11,4 ±11,8 ±0,78

15.

Фидер-10кВ Город-1

ТП-42(яч.10)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 150/5 Зав. № 6696 Зав. № 9143

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS

Кл. т.0,58 Зав. № 919839

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

16.

Фидер-10кВ Водозабор ТП-27 (яч.11)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 150/5 Зав. № 9151 Зав. № 6694

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS

Кл. т.0,58 Зав. № 919854

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

17.

Фидер-10кВ 3-й Микрай-он (яч.12)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 400/5 Зав. № 3287 Зав. № 3275

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS

Кл. т.0,58 Зав. № 919730

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

18.

Фидер-10кВ АСБ Парапино (яч.13)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 1125 Зав. № 1638

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS

Кл. т.0,58 Зав. № 919779

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

19.

Фидер-10кВ

Ввод на ЦРП-2 (яч.14)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 1074 Зав. № 1042

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS Кл. t.0,5S Зав. № 919847

Ia, Ib, Ic РсУм QcYm

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

20.

Фидер-10кВ Птице-совхоз (яч.15)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 1043 Зав. № 0996

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS Кл. t.0,5S Зав. № 919851

Ia, Ib, Ic РсУм Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

21.

Фидер-10кВ ТСН-2 и кольцо с яч.23

ПС-И-615 (яч.16)

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 3236 Зав. № 1048

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS Кл. t.0,5S Зав. № 919789

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

22.

ТСН-1

ТЛМ-10-1

У3

Кл. т.0,5 100/5 Зав. № 0573 Зав. № 0582

НАМИ-10 У 2

Кл. т.0,2 10000/100 Зав. № 3818

SATEC PM130 PLUS Кл. t.0,5S Зав. № 919786

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

23.

ЩПТ

-

-

Е857/13 ЭС Кл. т.0,5 Зав. №11170 Зав. №111153

U1 сек

U2 сек

±0,73

±0,73

±1,6

±1,6

24.

ЩСН

-

-

Е857/13 ЭС Кл. т.0,5 Зав. №111317

U1 сек

U2 сек

±0,73

±0,73

±1,6

±1,6

Примечания:

1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

2 Для ИК 23, 24 в качестве характеристик погрешности указаны границы интервала приведенной к диапазону измерений погрешности, соответствующие вероятности 0,95;

3 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение ином; ток 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,8 - 1,2) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном;

cos9 = 0,5 инд. - 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для приборов PM130P Plus от минус 20 до плюс 60 °С; для контроллеров STCE-RTU от минус 10 до плюс 55 °С, для преобразователей Е855/10 ЭС от минус 30 до плюс 50 °С, для преобразователей Е857/13 ЭС от минус 30 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 30 °С.

5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы определяется проектной документацией. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность системы представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность системы

Наименование и тип компонента

Количество, шт

Трансформатор тока СА-123 (Госреестр № 23747-02)

9

Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1 (Госреестр № 23256-02)

6

Трансформатор тока ТЛМ-10-1 У3 (Госреестр № 2473-69)

16

Трансформатор тока ТФЗМ-110 Б (Госреестр № 32825-06)

9

Трансформатор тока ТФЗМ-220 Б III У1 (Госреестр № 31548-06)

3

Трансформатор тока ТШЛ-10 У1 (Госреестр № 3972-73)

3

Трансформатор напряжения НАМИ-10 У2 (Госреестр № 11094-87)

1

Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1 (Госреестр № 922-54)

7

Трансформатор напряжения НКФ-220-58 У1 (Госреестр № 1382-60)

3

Комплекс информационно-измерительный и управляющий STCE (Госреестр № 40455-09)

7

Прибор для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07)

8

Преобразователь измерительный напряжения переменного тока Е855/10ЭС (Госреестр № 24221-08)

1

Преобразователь измерительный напряжения постоянного тока Е857/13ЭС (Госреестр № 24220-08)

2

Поверка

осуществляется по документу МП 50892-12 «Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• PM130 PLUS - по документу «Приборы для измерений показателей качества и учета

электрической энергии РМ130Р Plus. Методика поверки»;

• Комплекс информационно-измерительный и управляющий STCE - по документу «Комплексы информационно-измерительные и управляющие STCE». Методика поверки»;

• Е855/10ЭС - по документу МП.ВТ.040-2002 «Преобразователи измерительные переменного тока Е 854ЭС и напряжения переменного тока Е855ЭС. Методика поверки»;

• Е857/13ЭС - по документу МП.ВТ.043-2002 «Преобразователи измерительные постоянного тока Е 856ЭС и напряжения постоянного тока Е855ЭС. Методика поверки»;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе "Руководство по эксплуатации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги».

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

«Руководство по эксплуатации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги».

Рекомендации к применению

Вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного на...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 500 кВ Пенза-2 филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного на...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Ртищево филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного на...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Саранская филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного...