Сведения о средстве измерений: 50893-12 Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги

Номер по Госреестру СИ: 50893-12
50893-12 Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
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 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 Орловская 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 Орловская 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 Орловская; -    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 Орловская в реальном масштабе времени.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 140429
ID в реестре СИ - 362829
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

Отчет формирует список типов СИ, сроки действия сертификатов на которые истекает в ближайшие 2 года.
При формировании списка есть возможность применить фильтр по видам измерений или искать по всем типам Си реестра ФГИС АРШИН.
Красным цветом выделяются типы СИ по которым возможность продления уже невозможна (менее 40 дней до окончания срока).

По каждому типу СИ (если есть возможность) дополнительно из описаний типа выводятся контактные данные изготовителя, испытательного центра и заявителя испытаний.

Стоимость 200 руб. или по подписке

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 Орловская 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

Томск - город в России, административный центр одноименных области и района, расположенный на востоке Западной Сибири на берегах реки Томь. Старейший крупный образовательный, научный и инновационный центр Сибири, насчитывающий 9 университетов, 15 научно-исследовательских институтов, особую экономическую зону технико-внедренческого типа и 6 бизнес-инкубаторов.

В городе проживает 556 478 человек, в городском округе Томск - 577 253 человека. Томск, его город-спутник Северск и пригороды образуют Томскую городскую агломерацию с населением около 786 тысяч человек.

В Томске в сфере строительства, промышленности и энергетики, в добывающих отраслях действуют более 300 инновационных предприятий, из которых 200 относятся к категории инновационно активных, более 200 компаний занимаются IT-бизнесом (Элекард, компания MC-Trade, Rubius", "Студия Т", "Синтез интеллектуальных систем", "UserStory", "Zoom", ООО "Сибирские информационные системы", ООО "ИТ-Томск", ТомскСофт, ООО "Томская электронная школа", Novintech, Interweb Laboratory , ООО "Битворкс", UNIGINE Corp. и др.) Их доля в валовом региональном продукте превышает 13,5%. Ежегодный прирост стартапов и малых предприятий составляет 10-15%. Их развитие обусловлено созданием в городе научно-образовательных комплексов на базе университетов. Также в городе находится штаб-квартира KDV Group, компания входит в рейтинг 200 крупнейших частных компаний России Forbes 2016.

Финансовый рынок Томска представлен федеральными банками, среди которых Сбербанк с 42 отделениями, ВТБ с 6 отделениями, Газпромбанк с 5 отделениями и др. В городе зарегистрирован один региональный банк "Томскпромстройбанк" с основным филиалом по адресу: Томск, проспект Фрунзе, 90 и более 100 представительств банков в других регионах. В промышленности Оренбурга ведущие места принадлежат газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности, машиностроению и металлообработке. Также развиты предприятия химической, пищевой и легкой промышленности. Оренбург является крупным железнодорожным узлом, где пересекаются линии на Самару, Орск, Уральск, Актобе и Уфу.

Отчет "Анализ рынка поверки в Томске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Томск.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

  • в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
  • топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
  • топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

  • Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
  • Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
  • Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
  • Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
  • Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
  • Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
  • Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
  • Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
  • Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
  • Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
  • Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Кто поверяет Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская 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 Орловская 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___02

_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_8AIA C.h86

FW_DSP_8AIAC_3_0 0_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

1

2

3

4

5

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

wdw.exe

CALIB_CONV_12AI

AC.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

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, осуществле

ние резервирования

C:\EXPERT\Progect\S cada\ScadaXP.exe

1.0.5.9

ad77db3aef6a19bd4b

7e8e43292c9b31

MD5

сервис сбора данных

C:\EXPERT\Progect\F ron-tEnd\FeIec870\WinFro ntEndXP.exe

0.4.0.5

6723bf2fb7e2aaa8d4

36f7385cbe6e5b

MD5

сервис архивирования поступающей информации

(ТС, ТИ)

C:\EXPERT\Progect\H

DR\ARC_Manager.exe

0.1.5.1

b4855828584bf6572

bd711f491f238c6

MD5

сервис формирования отчетных ведомостей

C:\EXPERT\Progect\R eport\ReportRun. exe

0.1.9.2

aeb90065c7f3fc3d3f

10a7796ac2845b

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 - уровень «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 Орловская 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 Орловская 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 Орловская 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 Орловская филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги».

Поверка

Поверка

осуществляется по документу МП 50893-12 «Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Орловская 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 1-14), 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 1-14) вычисляются частота (f), действующие значения фазного (Ub0) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, токов (Ia, Ib, Ic), а также значения трехфазной активной (Рсум), реактивной (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 ТЛМ-10-1 У3 (Госреестр № 2473-69)

3

Трансформатор тока ТЛК-10 У1 (Госреестр № 9143-83)

6

Трансформатор тока ТВ-220/25 (Госреестр № 3196-72)

6

Трансформатор тока ТВ-110/20 (Госреестр № 4462-74)

9

Трансформатор напряжения ТКС-12 (Госреестр № 35196-07)

3

Трансформатор напряжения ТКЕА-12

3

Трансформатор напряжения НКФ-220-58 У1 (Госреестр № 26453-04)

6

Трансформатор напряжения НКФ-110 (Госреестр № 1188-76)

6

Комплекс информационно-измерительный и управляющий STCE (Г осре-естр № 40455-09)

8

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

5

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

1

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

1


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 1-14), 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 1-14) вычисляются частота (f), действующие значения фазного (Ub0) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, токов (Ia, Ib, Ic), а также значения трехфазной активной (Рсум), реактивной (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___02

    _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_8AIA C.h86

    FW_DSP_8AIAC_3_0 0_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

    1

    2

    3

    4

    5

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

    wdw.exe

    CALIB_CONV_12AI

    AC.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

    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, осуществле

    ние резервирования

    C:\EXPERT\Progect\S cada\ScadaXP.exe

    1.0.5.9

    ad77db3aef6a19bd4b

    7e8e43292c9b31

    MD5

    сервис сбора данных

    C:\EXPERT\Progect\F ron-tEnd\FeIec870\WinFro ntEndXP.exe

    0.4.0.5

    6723bf2fb7e2aaa8d4

    36f7385cbe6e5b

    MD5

    сервис архивирования поступающей информации

    (ТС, ТИ)

    C:\EXPERT\Progect\H

    DR\ARC_Manager.exe

    0.1.5.1

    b4855828584bf6572

    bd711f491f238c6

    MD5

    сервис формирования отчетных ведомостей

    C:\EXPERT\Progect\R eport\ReportRun. exe

    0.1.9.2

    aeb90065c7f3fc3d3f

    10a7796ac2845b

    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 - уровень «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 ИК

    ТТ

    ТН

    Преобразователь

    Основная относит. погрешность, %

    Относит. погрешность в рабочих условиях, %

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    1.

    ВЛ220 кВ Орловская-1

    ТВ 220/25

    У2

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №2115

    3

    Зав. №2115

    2

    Зав. №2115

    1

    НКФ-220-58

    У1

    Кл. т.0,5

    220000:%/ 100:^3

    Зав.

    №1019288

    Зав.

    №1173542

    Зав.

    №1173589

    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. №201001509516 Зав. №201101528003

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    2.

    1 СШ -

    220 кВ

    -

    НКФ-220-58 У1

    Кл. т. 0,5

    220000:%/ 100:^3

    Зав.

    №1019288

    Зав.

    №1173542

    Зав.

    №1173589

    Модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

    Зав. №

    201101528003

    Uab, Ubc, Uca f

    ± 0,83

    ±0,20

    ± 0,93

    ±0,21

    3.

    ВЛ-* 110 кВ То-левая-1

    ТВ 110-

    ПУ2

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №2333

    Зав. №2323

    Зав. №2308

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:%/

    100:^3

    Зав. №1091 Зав. №1088 Зав. №1094

    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. №201001509488 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    4.

    ВЛ110 кВ То-левая-2

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №866

    Зав. №2411

    Зав. №555

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:%/

    100:^3

    Зав. №1090 Зав. №1121 Зав. №1125

    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. №201001509488 Зав. №201101527969

    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

    5.

    ВЛ110 кВ Го-родская-1

    ТВ 110-

    ПУ2

    Кл. т.0,5

    1000/1

    Зав. №3002

    Зав. №2103

    Зав. №2302

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:^3/ 100:^3

    Зав. №1091

    Зав. №1088

    Зав. №1094

    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. №201001509488 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    6.

    ВЛ110 кВ Го-родская-2

    ТВ 110-

    ПУ2

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №7351

    Зав. №7357

    Зав. №7359

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:^3/ 100:^3

    Зав. №1090

    Зав. №1121

    Зав. №1125

    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. №201001509488 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    7.

    ВЛ

    110 кВ Реч-ная-1

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №3322

    Зав. №3737

    Зав. №1653

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:^3/ 100:^3

    Зав. №1091

    Зав. №1088

    Зав. №1094

    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. №201001509487 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    8.

    ВЛ

    110 кВ Реч-ная-2

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №3749

    Зав. №3323

    Зав. №3141

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т.0,5

    110000:^3/ 100:^3

    Зав. №1090

    Зав. №1121

    Зав. №1125

    Модуль аналогового ввода

    12 ANALOG INPUT FROM AT STCE

    640.072.015-M0-RU

    Модуль аналогового ввода

    8 ANALOG INPUT FROM VT STCE

    640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

    Зав. №201001509487

    Зав. №201101527969

    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

    9.

    АТ-1

    110 кВ

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 2000/1 Зав.

    №2805-А Зав.

    №2805-В Зав.

    №2805-С

    НКФ 110-57У1 Кл. т.0,5 110000:^3/

    100:^3

    Зав. №1091

    Зав. №1088

    Зав. №1094

    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. №201001509487 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    10.

    ОВМ-110 кВ

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 2000/1

    Зав. №5491

    Зав. №5495

    Зав. №5493

    НКФ 110-57У1 Кл. т.0,5 110000:^3/

    100:^3

    Зав. №1091

    Зав. №1088

    Зав. №1094

    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. №.201001509487 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    11.

    ШСВ-

    110 кВ

    ТВ 110/50

    Кл. т.0,5 2000/1 Зав.

    №2872-А Зав.

    №2872-В Зав.

    №2872-С

    НКФ 110-57У1 Кл. т.0,5 110000:^3/

    100:^3

    Зав. №1090

    Зав. №1121

    Зав. №1125

    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. №201001509494 Зав. №201101527969

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7

    ±11,4

    ±11,9

    12.

    1 СШ -

    110 кВ

    -

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т. 0,5

    110000:^3/ 100:^3 Зав. № 1091 Зав. № 1088

    Зав. № 1094

    Модуль аналогового ввода

    VT STCE

    640.072.014-M0-RU

    Кл. т.0,5

    Зав. №

    201101527969

    Uab, Ubc, Uca f

    ± 0,83

    ±0,20

    ± 0,93

    ±0,21

    13.

    2 СШ -

    110 кВ

    -

    НКФ 110-

    57У1

    Кл. т. 0,5 110000:^3/ 100:^3

    Зав. № 1090

    Зав. № 1121

    Зав. № 1125

    Модуль аналогового ввода

    VT STCE

    640.072.014-M0-RU

    Кл. т.0,5

    Зав. №

    201101527969

    Uab, Ubc, Uca f

    ± 0,83

    ±0,20

    ± 0,93

    ±0,21

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    14.

    ВЛ220 кВ Орловская-2 (СВМ-220)

    ТВ 220/25

    У2

    Кл. т.0,5 1000/1

    Зав. №2525

    1

    Зав. №2525

    2

    Зав. №2525

    3

    НКФ-220-58

    У1

    Кл. т.0,5

    220000:%/ 100:^3

    Зав.

    №1019288

    Зав.

    №1173542

    Зав.

    №1173589

    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. №

    201001509516

    Зав. №

    201101528003

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,2

    ±2,6

    ±4,7 ±11,4 ±11,9

    15.

    1 сек

    10 кВ

    -

    3ВТМ-10

    Кл. т 0,5

    10000/100

    Зав. №

    00721

    Модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т.0,5

    Зав. № б/н

    Uab, Ubc, Uca

    ± 0,83

    ± 0,93

    16.

    Фидер 10 кВ ЗАО "Трасса-С", яч.10

    ТЛК-10

    Кл. т.0,5 150/5 Зав.

    №06770 Зав.

    №08742 Зав.

    №08417

    3ВТМ-10

    Кл. т.0,5 10000/100

    Зав. №00721

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. №919592

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,1

    ±2,6

    ±1,7

    ±2,9

    ±4,4

    17.

    Фидер 10 кВ ЗАО "Трасса-С", яч.9

    ТЛК-10-5

    У3

    Кл. т.0,5

    150/5

    Зав.

    №08740

    Зав.

    №08730

    Зав.

    №08741

    3ВТМ-10

    Кл. т.0,5 10000/100

    Зав. №00721

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. №919792

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,1

    ±2,6

    ±1,7

    ±2,9

    ±4,4

    18.

    Фидер

    10 кВ ЗАО "Техстекло", яч.14

    ТЛМ-10

    Кл. т.0,5 600/5 Зав. № 00563 Зав. № 00564 Зав. №

    00565

    3ВТМ-10

    Кл. т.0,5 10000/100

    Зав. №00721

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. №919727

    Ia, Ib, Ic

    Рсум QcyM

    ±0,6

    ±1,1

    ±2,6

    ±1,7

    ±2,9

    ±4,4

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    19.

    Фидер 10 кВ ТСН, яч-7

    ТКС-12

    Кл. т.0,5 100/5 Зав. № 01711 Зав. № 01700 Зав. №

    01729

    3ВТМ-10

    Кл. т.0,5 10000/100

    Зав. №00721

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. №919734

    Ia, Ib, Ic

    Pсум Qсум

    ±0,6

    ±1,1

    ±2,6

    ±1,7

    ±2,9

    ±4,4

    20.

    Ввод

    10 кВ

    АТ-1

    ТКЕА-12

    Кл. т.0,5 2000/5 Зав. № 00815 Зав. № 00818 Зав. №

    00820

    3ВТМ-10

    Кл. т.0,5 10000/100

    Зав. №00721

    SATEC PM130 PLUS

    Кл. t.0,5S Зав. №919785

    Ia, Ib, Ic

    Pсум Qсум

    ±0,6

    ±1,1

    ±2,6

    ±1,7

    ±2,9

    ±4,4

    21.

    ЩПТ

    -

    -

    Е857/10ЭС

    Кл. т.0,5

    Зав. №111171

    U1 сек

    U2 сек

    ±0,73

    ±0,73

    ±1,6

    ±1,6

    22.

    ШСН

    -

    -

    Е855/10ЭС

    Кл. т.0,5

    Зав. №111328

    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 21, 22 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