Сведения о средстве измерений: 50892-12 Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги

Номер по Госреестру СИ: 50892-12
50892-12 Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
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.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 140428
ID в реестре СИ - 362828
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - ООО "Р.В.С."
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Москва
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Статистика

Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.

Наличие аналогов СИ: Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ООО "Р.В.С."

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
33676-07

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ТГК-4" - "Орловская региональная генерация", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
4 года
33839-07

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Астраханская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
МП
4 года
36774-08

Система телемеханики и связи филиала Ставропольская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Кисловодская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37547-08

Система телемеханики и связи филиала Дагестанская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Махачкалинская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37548-08

Система телемеханики и связи филиала ОАО "ЮГК ТГК-8" "Дагестанская генерация" (Каспийская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37617-08

Система телемеханики и связи филиала Ростовская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Каменская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37618-08

Система телемеханики и связи филиала Ростовская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Волгодонская ТЭЦ-2), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37619-08

Система телемеханики и связи филиала Ростовская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Волгодонская ТЭЦ-1), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37620-08

Система телемеханики и связи филиала Ростовская Городская Генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Ростовская ТЭЦ-2), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37621-08

Система телемеханики и связи филиала Ростовская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Цимлянская ГЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37702-08

Система телемеханики и связи филиала Астраханская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Астраханская ТЭЦ-2), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37703-08

Система телемеханики и связи филиала Астраханская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Астраханская ГРЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37993-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Камышинская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37994-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Волжская ТЭЦ-2), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37995-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Волгоградская ГРЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37996-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Волжская ТЭЦ-1), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37997-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Волгоградская ТЭЦ-3), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
37998-08

Система телемеханики и связи филиала "Волгоградская генерация" ОАО "ЮГК ТГК-8" (Волгоградская ТЭЦ-2), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
38963-08

Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Краснополянская ГЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
39056-08

Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Белореченская ГЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
39076-08

Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Краснодарская ТЭЦ), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
39077-08

Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Майкопская ГЭС), Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
40738-09

Система телемеханики и связи филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
41753-09

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО "Ванадий", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
43161-09

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "РусГидро" - Каскад Верхневолжских ГЭС, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
46350-10

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) промплощадки ОАО "НТМК", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
46749-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Астраханьэнерго", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
МП
4 года
46793-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
2 года
47170-11

Система телемеханики и связи ОАО "Энел ОГК-5" филиал "Среднеуральская ГРЭС", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
47173-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Энел ОГК-5" филиал "Среднеуральская ГРЭС", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
47292-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО "Лукойл-Ростовэнерго", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
47293-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волгодонской ТЭЦ-2 ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
МП
4 года
47534-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Приангарская", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
48057-11

Подсистема телемеханики в составе СОТИАССО филиала ОАО "Передвижная энергетика" ПЭС "Казым", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
48058-11

Подсистема телемеханики в составе СОТИАССО филиала ОАО "Передвижная энергетика" ПЭС "Уренгой", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
48293-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал ОАО "Квадра" - "Орловская региональная генерация", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
49759-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Южная", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
49945-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Покровский рудник", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50882-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Волжская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50883-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Заря филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50884-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Дубники филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50885-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Канашская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50886-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Комсомольская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50887-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Восток филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50889-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50890-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Венец филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50891-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Кузнецк филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50892-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50893-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50894-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Пачелма филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50895-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 500 кВ Пенза-2 филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50896-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Ртищево филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50897-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Саранская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50898-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Сердобск филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50899-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Серноводская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50900-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Тюрлема филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50901-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Центролит филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50902-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Южная филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
50903-12

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Солнечная филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги, Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
52636-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 1-го энергоблока ТЭЦ ПГУ "ГСР Энерго" ЗАО "ГСР ТЭЦ", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
МП
4 года
52950-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Сколково" ОАО "ФСК ЕЭС", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
53515-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Энел ОГК-5" филиала "Рефтинская ГРЭС", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
54616-13

Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО "ГСР ТЭЦ", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
55644-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тюмень Водоканал" в части яч.16 ф. "Водозабор" ПС "Чугунаево", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
57558-14

Система сбора и передачи телемеханической информации автоматизированной системы технологического управления (ССПИ АСТУ) филиала "Невинномысская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
57988-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Янтарьэнерго", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
4 года
65742-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ АО "УЭХК", Нет данных
ООО "Р.В.С." (РОССИЯ г.Москва)
ОТ
МП
4 года

Справочный отчет по организации содержит следующую информацию:

1. Сведения об испытательной лаборатории, включающие наименование, статусы организации, виды полномочий, перечень мест осуществления деятельности, географическую привязку, регистрационные данные и данные о руководителе организации. Общие данные об объёмах поверки за текущий год.

2. Данные об оснащенности организации средствами поверки: СИ, СО, эталонами, ГЭТ и т.д.

3. Описание области специализации организации, содержащей сведения о типах СИ и поверках за последний год.

4. Данные о поверках и поверяемых типах СИ за последние 4 года с разбивкой на первичную и периодическую поверки.

5. Сведения о распределении поверок по видам измерений в динамике по годам.

6. Информация о том, на чем зарабатывает организация (за год - последние 365 дней)

7. Перечень контрагентов организации за последние пол года.

Стоимость 200 руб. или по подписке

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

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

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

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

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 ре

зервирования

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 П

О 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 - уро-

вень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.


Знак утверждения типа

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.


Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (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 и технические документы

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Мокша филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги

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».

Поверка

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.


Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью "Р. В. С." (ООО "Р. В. С.") Юридический адрес: 106052, г. Москва, ул. Нижегородская, д.47 Почтовый адрес: 117105, г. Москва, Варшавское шоссе д.25А, стр.6 Тел.: 7 (495) 797-96-92, Факс: 7 (495) 797-96-93

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 (Реум), 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 Е857/13 ЭС, 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/ТС-1-1 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.


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


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 (Реум), 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 Е857/13 ЭС, 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/ТС-1-1 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 ре

    зервирования

    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 П

    О 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 - уро-

    вень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

    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.

    1 СШ -

    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 Ill 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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±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 QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    11.

    ОВ-

    110 кВ

    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 QcyM

    ±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 Ill 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 QcyM

    ±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. t.0,5S Зав. № 919839

    Uab,

    Ubc,

    Uca

    ±0,42

    ±0,43

    14.

    АТ-1

    10 кВ

    ТШЛ-10 У1 Кл. т.0,5 3000/5

    Зав. № 1791 Зав. № 2342 Зав. № 801

    НАМИ-10 У2

    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 QcyM Uab, Ubc, Uca

    ±0,66

    ±1,0

    ±2,3

    ±0,66

    ±0,78

    ±11,4

    ±11,8

    ±0,78

    15.

    Фидер-10 кВ Город-1 ТП-42(яч.10)

    ТЛМ-10-1

    У3

    Кл. т.0,5 150/5 Зав. № 6696

    Зав. № 9143

    НАМИ-10 У2

    Кл. т.0,2

    10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919839

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±0,9

    ±2,3

    ±1,7

    ±2,8

    ±4,3

    16.

    Фидер-

    10 кВ Водозабор ТП-

    27 (яч.11)

    ТЛМ-10-1 У3

    Кл. т.0,5 150/5

    Зав. № 9151

    Зав. № 6694

    НАМИ-10 У2

    Кл. т.0,2

    10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919854

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±0,9

    ±2,3

    ±1,7

    ±2,8

    ±4,3

    17.

    Фидер-10 кВ 3- й Микрай-он

    (яч.12)

    ТЛМ-10-1

    У3

    Кл. т.0,5

    400/5

    Зав. № 3287

    Зав. № 3275

    НАМИ-10 У2

    Кл. т.0,2

    10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919730

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±0,9

    ±2,3

    ±1,7

    ±2,8

    ±4,3

    18.

    Фидер-

    10 кВ АСБ Па-рапино (яч.13)

    ТЛМ-10-1

    У3

    Кл. т.0,5 300/5 Зав. № 1125

    Зав. № 1638

    НАМИ-10 У2

    Кл. т.0,2

    10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919779

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±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 У2

    Кл. т.0,2 10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919847

    Ia, Ib, Ic

    Pсум Qсум

    ±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 У2

    Кл. т.0,2 10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919851

    Ia, Ib, Ic

    Pсум 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 У2

    Кл. т.0,2 10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919789

    Ia, Ib, Ic

    Pсум 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 У2

    Кл. т.0,2 10000/100

    Зав. № 3818

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. № 919786

    Ia, Ib, Ic

    Pсум 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, cos j = 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;

    cosj = 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.


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель