50894-12: Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги" - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 50894-12
Производитель / заявитель: ООО "Р.В.С.", г.Москва
Скачать
50894-12: Описание типа СИ Скачать 246.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма 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 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 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 Пачелма 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 Пачелма 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 Канашская; - 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 Пачелма в реальном масштабе времени.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 50894-12
Наименование Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги"
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 47756
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 559 п. 100 от 17.08.2012
Производитель / Заявитель

ООО "Р.В.С.", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 50894-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

50894-12: Описание типа СИ Скачать 246.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

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 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 Пачелма 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 Пачелма 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 Канашская;

- 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 Пачелма 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 1-18), 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 1-18) вычисляются частота (f), действующие значения фазного (Ub0) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, токов (Ia, Ib, Ic), а также значения трехфазной активной (Рсум), реактивной (QcyM), 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

ПО PAS

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

Pas.exe

V1.4 Build 6 BETA

61cb158a3cd23343

8ea4582cdf1e73a9

MD5

Для конфигурирования плат крейтов STCE RTU

ttermpro.exe

4.60

7d917293187186c0

543f2d1e828c11c9

MD5

ПО teraterm, прошивка FW

Для конфигурирования плат Центрального блока CPU2000

ttermpro.exe stce_cpu2k___ru_reg

__01_02_03.crc

01.02.03

5f40b0736897c43e

0d1379417a7e923b

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

fb784648507058dc

1ff0883d1a9338c5

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

96583c06f9f9f2063 a2a2984dbfbfa15

MD5

ПО для конфигурирования плат токов и напряжений крейтов STCE RTU

wdw.exe

-

0a85a1399ab46852 aa5 c1db e64912de8

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

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

6abc74517184079d db049389e4dbca1b 1763916b8590bc8d 57ee2be4831083d8 1728f0c237c8b905 9a4c899e4e4de8e2

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_0 0 05 rc1.h87

03.00.01 658072054-

AO-IT 03.00.05 658072053

1a0cbf8b4f01eb24 8cfe76c2781ebe60 e7a229ad9da3d5bd f0470f10d4daf643 e79b60ffb3fbafbe9 0ecc7caaa776ccd

MD5

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

fb784648507058dc

1ff0883d1a9338c5

MD5

сервис, отвечающий за обработку всех данных, ведения динамической базы данных, осуществление резервирования

C:\EXPERT\Progect\

Scada\ScadaXP.exe

1.0.5.9

ad77db3aef6a19bd

4b7e8e43292c9b31

MD5

Сервис сбора данных

C:\EXPERT\Progect\ Fron-tEnd\FeIec870\WinF rontEndXP.exe

0.4.0.5

6723bf2fb7e2aaa8d 436f7385cbe6e5b

MD5

сервис архивирования поступающей информации (ТС, ТИ)

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

0.1.5.1

b4855828584bf657

2bd711f491f238c6

MD5

сервис формирования отчетных ведомостей

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

0.1.9.2

aeb90065c7f3fc3d3 f10a7796ac2845b

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК системы указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уро-

вень «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

ТТ

ТН

Преобразователь

Основная относит. погрешность, %

Относит. погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

СШ-220 кВ

_

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/100:^3 Зав. №1059527 Зав. №1058817 Зав. № 1059519

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201001509441

Uab, Ubc, Uca f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

2.

ВЛ-220 кВ Пенза-2-Пачелма

ТВТ-220 Кл. т.3,0 600/5 Зав. № 91136-1 Зав. № 91136-2 Зав. № 91136-3

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100:^3

Зав. № 1059527

Зав. № 1058817

Зав. № 1059519

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. № 201101549161 Зав. № 201001509441

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

1

2

3

4

5

6

7

8

3.

АТ-1

220 кВ

ТВТ-220 Кл. т.3,0 600/5 Зав. № 91136-1 Зав. № 91136-2 Зав. № 91136-3

НКФ-220-58У1

Кл. т. 0,5 220000:^3/100:^3

Зав. №1059527

Зав. №1058817

Зав. № 1059519

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. № 201101549161 Зав. № 201001509441

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

4.

АТ-2

220 кВ

ТВТ-220 Кл. т. 3.0 600/5 Зав.№ 26736 Зав.№ 26774 Зав.№ 26776

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/100:^3 Зав. № 1059527 Зав. № 1058817 Зав. № 1059519

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. № 201101549161 Зав. № 201001509441

Ia, Ib, Ic РсУМ Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

5.

ЮТ-

110 кВ

-

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538 Зав. № 1047650 Зав. № 104775

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Зав. № 201001509469

Uab, Ubc, Uca f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

6.

2СШ-

110 кВ

-

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1054382 Зав. № 1054451 Зав. № 1055372

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201001509469

Uab, Ubc, Uca f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

1

2

3

4

5

6

7

8

7.

ОСШ-

110 кВ

-

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № б/н

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Зав. № б/н

Uab, Ubc, Uca

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

8.

АТ-1

110 кВ

ТФЗМ-110Б III У1 Кл. т. 3,0 1000/5 Зав. № 7517

Зав. № 7569

Зав. № 7612

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538; Зав. № 1047650 Зав. № 104775

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. № 201101528028 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум QcyM

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

9.

АТ-2

110 кВ

ТВ-110/20

Кл. т. 1,0 1000/5 Зав. № 2021-1 Зав. № 2021-2 Зав. № 2021-3

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1054382 Зав. № 1054451 Зав. № 1055372

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. № 201101528028 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic РсУМ QcyM

±1,2

±1,7

±4,4

±5,5 ±12,3 ±13,9

1

2

3

4

5

6

7

8

10.

ВЛ-110 кВ Каменка-Пачелма

СА-123 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 0911266/1 Зав. № 0911266/2 Зав. № 0911266/3

НКФ-110-57 У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 1047538

Зав. № 1047650

Зав. № 104775

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. № 201101528028 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,4

±1,1

±1,8

±4,5

±11,1

±11,1

11.

ВЛ-110 кВ Па-челма-Белинский

СА-123 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 0911266/34 Зав. № 0911266/35 Зав. № 0911266/36

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1054382 Зав. № 1054451 Зав. № 1055372

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. № 201101528028 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,4

±1,1

±1,8

±4,5

±11,1

±11,1

12.

ВЛ-110 кВ Па-челма-Башма-ково

СА-123 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 0911266/19 Зав. № 0911266/20 Зав. № 0911266/21

НКФ-110-57 У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 1054382

Зав. № 1054451

Зав. № 1055372

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. № 201001509522 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,4

±1,1

±1,8

±4,5

±11,1

±11,1

1

2

3

4

5

6

7

8

13.

ВЛ-110 кВ Па-челма-Соседка

ТВ-110/20

Кл. т. 3,0 600/5 Зав. № 2943-1

Зав. №2943-2

Зав. №2943-3

НКФ-110-57 У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 1047538

Зав. № 1047650

Зав. № 104775

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. № 201001509522 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

14.

ВЛ-110 кВ Па-челма-Вадинск

ТВ-110/20 Кл. т. 3,0 600/5 Зав. № 2047-1 Зав. № 2047-2 Зав. № 2047-3

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538 Зав. № 1047650 Зав. № 104775

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. № 201001509522 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

15.

ВЛ-110 кВ Па-челма-Новая

ТВ-110/20 Кл. т. 3,0 600/5 Зав. № 4000 Зав. № 4000 Зав. № 3999

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1054382 Зав. № 1054451 Зав. № 1055372

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. № 201001509522 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

1

2

3

4

5

6

7

8

16.

БСК-110 кВ

ТФНД-110 Кл. т. 3,0 600/5 Зав. № 279 Зав. № 263; Зав. № 327

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538 Зав. № 1047650 Зав. № 104775

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. № 201101528059 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

17.

ОВ-110 кВ

ТВ-110/20

Кл. т. 3,0 600/5 Зав. № 3583-1 Зав. № 3583-2 Зав. № 3583-3

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538 Зав. № 1047650 Зав. № 104775

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. № 201101528059 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic РсУМ Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

18.

СВ-110 кВ

ТВ-110/20 Кл. т. 3,0 600/5

Зав. № 6907-1 Зав. № 6907-2 Зав. № 6907-3

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1047538 Зав. № 1047650 Зав. № 104775

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. № 201101528059 Зав. № 201001509469

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±3,4 не норм. не норм.

±5,5 не норм. не норм.

1

2

3

4

5

6

7

8

19.

ТН-1-10 кВ

-

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915950

Uab, Ubc, Uca

±0,42

±0,43

20.

ТН-2-10 кВ

-

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916027

Uab, Ubc, Uca

±0,42

±0,43

21.

АТ-1 10 кВ

ТОЛ 10УТ2.1 Кл. т.0,5 1500/5

Зав. №48879 Зав. №50534

Зав. №48362

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915950

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

22.

АТ-2 10 кВ

ТОЛ 10УТ2.1 Кл. т.0,5 1500/5 Зав. № 48332 Зав. № 47237 Зав. № 47775

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916027

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

23.

яч.2 Г орсеть

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т.0,5 200/5 Зав. № 47701 Зав. № 48061

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916024

Ia, Ib, Ic РсУМ Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

24.

яч.4 Телецентр

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т.0,5 200/5 Зав. № 47119 Зав. № 5524

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916015

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

25.

яч.6 ЖБИ

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 44591 Зав. № 44535

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916017

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

26.

яч.8 Поливные

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т.0,5 150/5 Зав. № 9095 Зав. № 8421

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915998

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

27.

яч.7 ГПЗ Калиновский

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т. 0,5 300/5

Зав. № 44487 Зав. № 44491

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915992

Ia, Ib, Ic Рсум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

28.

яч. 9

ТСН-1

ТОЛ-10 УТ2.1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 49183 Зав. № 50845

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7116

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915981

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

29.

яч.11

Шейно

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 43742 Зав. № 43445

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915967

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

30.

яч.13 Ж. Дорог а

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 44514 Зав. № 44153

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915968

Ia, Ib, Ic

P

1 сум Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

31.

яч. 19

СВ-10

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 60968 Зав. № 48029

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 916001

Ia, Ib, Ic РсУМ QcYM

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

32.

яч.31

ТСН-2

ТОЛ-10 УТ2.1 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 16258 Зав. № 47154

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915407

Ia, Ib, Ic РсУМ Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

33.

яч.33 ст Валовай

ТОЛ-10 УТ2.1

Кл. т. 0,5 300/5

Зав. № 46648 Зав. № 46697

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. №7082

SATEC PM130 PLUS

Кл. т. 0,5S Зав. № 915406

Ia, Ib, Ic РсУМ Qсум

±0,6

±0,9

±2,3

±1,7 ±2,8

±4,3

34.

ЩПТ

-

-

Е857/13 ЭС Кл. т. 0,5 Зав. № 111147 Зав. № 111143

U1 сек

U2 сек

±0,73

±0,73

±1,6

±1,6

35.

ШСН

-

-

Е855/13 ЭС Кл. т. 0,5 Зав. № 111318

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 34, 35 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 Пачелма 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 ТВТ-220 (Госреестр № 3638-73)

9

Трансформатор тока ТОЛ-10 (Госреестр № 7069-07)

28

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б (Госреестр № 24811-03)

3

Трансформатор тока ТВ-110 (Госреестр № 29255-07)

18

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

9

Трансформатор тока ТФНД-110 (Госреестр № 2793-71)

3

Трансформатор напряжения НКФ-220-58 (Госреестр № 14626-06)

3

Трансформатор напряжения НКФ-110-57 (Госреестр № 1420505)

7

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

2

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

7

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

13

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 50894-12 «Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма 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 Пачелма 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 Пачелма 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 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...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Сердобск 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 Серноводская филиала ОАО ┌ФСК ЕЭС√ МЭС Волги (далее по тексту ╞ система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейно...