2
- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных,
отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование
баз данных, энергонезависимая память) и от несанкционированного доступа;
- передачу в организации – участники оптового рынка электроэнергии результатов
измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным
о состоянии средств измерений со стороны энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования (включая средства измерений и присоединения
линий связи), программного обеспечения и базы данных от несанкционированного доступа на
физическом и программном уровне;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- диагностика и мониторинг состояния технических и программных средств АИИС
КУЭ;
- ведение системы единого времени АИИС КУЭ.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании первичных токов и
напряжений с помощью измерительных трансформаторов в аналоговые унифицированные
сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика
электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в
цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в
микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,
реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая
энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы контроллеров СИКОН С50, где выполняется обработка
измерительной информации.
Передачаинформации в ИВК происходит в автоматическом режиме по запросу ИВК
в цифровом формате по GSM-сети. Скорость передачи данных не хуже 9600 бит/с, передача
информации по точке измерения осуществляется ежедневно в автоматическом режиме с
дискретностью 30 минут в XML формате.
На верхнем уровне выполняется дальнейшая обработка измерительной информации
формирование и хранение поступающей информации, формирование справочных и отчетных
документов и передача информации из ИВК АИИС КУЭ в НП «АТС», филиал ОАО «СО-ЦДУ
ЕЭС» ОДУ Востока.
Для обеспечения единства измерений на оптовом рынке электроэнергии и мощности в
АИИС КУЭ используется единое системное время, привязанное к единому астрономическому
времени. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени. Измерение времени
происходит автоматически внутренними таймерами устройств измерения.
Поддержание единого времени осуществляется посредством устройств синхронизации
времени УСВ-1, подключенных к ИВК и к контроллерам СИКОН С50. Время корректируется с
временем GPS-приемника, сличение ежечасное, корректировка времени осуществляется при
расхождении времени на величину ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем СИКОН С50
осуществляется 1 раз в сутки, корректировка времени осуществляется при расхождении со
временем СИКОН С70 на величину ± 2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеров СИКОН С50, комплекса ИВК
отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
коррекции.
Длязащитыизмерительнойсистемыотнесанкционированныхизменений
(корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам
настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в
специализированные запирающиеся шкафы), электронные ключи, индивидуальные пароли и
программные средства для защиты файлов и базы данных).
3
Основные технические характеристики.
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1. В таблице 1 в графе
«Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,8 (sinφ=0,6) и вторичном токе ТТ, равном 5 % от Iном .
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики
Состав измерительного канала
Номер канала
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Трансформатор
тока:
Тип,
Класс точности,
Зав. номер
Трансформатор
напряжения:
Тип,
Класс точности,
Зав. Номер
Счетчик
трехфазный
переменного тока
активной и
реактивной
энергии
УСПД
ИВК
Вид эл. энергии
Основная погрешность
ИК,
± %
Погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, ± %
НТМИ-6-66 У3;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
МТ-85
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
12345678910
ГТП потребления "Филиал ЛуТЭК
ТЛМ-10;
А150/5; КТ 0,5;А
В-В
ф.3 ВЛ-6кВ
1"Склад ВВ»
ТЛМ-10;
С150/5; КТ 0,5;С
ТЛМ-10;
А150/5; КТ 0,5;А
ВВ
ф.4 ВЛ-6кВ
2"Склад ВВ"
ТЛМ-10;
С150/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
4
Продолжение таблицы 1
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
Зав № 35582256
А
В
С
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
Зав № 35582254
В
НТМИ-6-66 У3;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
Зав № 35582249
СИКОН С50
HP Proliant
12
34
5678910
ТПЛ-10;
А200/5; КТ 0,5;А
ВВ
ф.5 ВЛ-6кВ
3"Склад ВВ"
ТПЛ-10;
С200/5; КТ 0,5;С
ТПЛ-10;
200/5; КТ 0,5;А
ф.6 ВЛ-6кВ
4"Угольный разрез"
В
ТПЛ-10;
200/5; КТ 0,5;С
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;А
ф.13 ВЛ-6кВ
А
"Угольный разрез"
5 яч. №13 ЗРУ 6кВ В
ПС 110/10/6кВ
"Разрез"
С
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
5
Продолжение таблицы 1
А
В
С
НТМИ-6-66 У3;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НОМ-6-77;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НОМ-6-77;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5
678910
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;А
ф.15 ВЛ-6кВ
6"Угольный разрез"
В
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
;
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;А
ф.17 ВЛ-6кВ
7"Угольный разрез"
В
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;А
ф.18 ВЛ-6кВ
8"Угольный разрез"В
ТПЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
6
Продолжение таблицы 1
А
В
С
НОМ-6-77;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
;
В
С
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
11
ЗРУ-6кВ
КРУН-6кВ 2 с.ш. 6кВ
ПС 110/35/6кВ
"Надаровская"
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5678910
ТПЛ-10;
400/5; КТ 0,5;А
ф.22 ВЛ-6кВ
9"Угольный разрез"
В
ТПЛ-10;
400/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
1500/5; КТ 0,5;А
ЗРУ-6 кВ
А
КРУН-6кВ 1 с.ш. 6кВ
10 ПС 110/35/6кВ
В
"Надаровская"
ТПОЛ-10;
1500/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
А1500/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТПОЛ-10;
С1500/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
7
Продолжение таблицы 1
12
ВЛ-35кВ
"Центральная"
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
13
ВЛ-35кВ "Тяговая -1""
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
14
ВЛ-35кВ "Горная -
Центральная"
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5
678910
SB-08;
А400/5; КТ 0,5;
SB-08;
В400/5; КТ 0,5;
SB-98;
С400/5; КТ 0,5;
SB-08;
А400/5; КТ 0,5;
SB-08;
В400/5; КТ 0,5;
SB-08;
С400/5; КТ 0,5;
SB-08;
А400/5; КТ 0,5;
SB-08;
В400/5; КТ 0,5;
SB-08;
С400/5; КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
А35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
В35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
С35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
А35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
В35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
С35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
А35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
В35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
С35000 / 100;
КТ 0,5;
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
8
Продолжение таблицы 1
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
16
Ввод №1 АБК РУ
"Лучегорское"
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
17
Ввод №2 АБК РУ
"Лучегорское"
МТ-851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
123
45678910
SB-08;
А400/5; КТ 0,5;А
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
SB-08;
15ВЛ-35кВ "Тяговая -2"
В400/5; КТ 0,5;В
SB-08;
С400/5; КТ 0,5;С
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
Т-0,66;
А200/5; КТ 0,5;А
Т-0,66;
С200/5; КТ 0,5;С
Т-0,66;
В200/5; КТ 0,5;В
-
Т-0,66;
А200/5; КТ 0,5;А
Т-0,66;
С200/5; КТ 0,5;С
Т-0,66;
В200/5; КТ 0,5;В
-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
9
Продолжение таблицы 1
18
Насосная осветленной
воды (ввод №1)
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
20
Насосная наполнения
водохранилища
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТВЛМ-10;
А400/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТВЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
ТВЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;А
Насосная осветленной
19воды (ввод №2)
В
ТВЛМ-10;
400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
ТШ-0,66;
А1000/5; КТ 0,5;А
ТШ-0,66;
В1000/5; КТ 0,5;В
ТШ-0,66;
С1000/5; КТ 0,5;С
TE 851
- КТ 0,5S/1,0;
Зав № 18448967
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
10
Продолжение таблицы 1
21
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
22
Филиал ЛуТЭК
ООО "Лучегорский
хлебозавод"
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТПЛМ-10;
А600/5; КТ 0,5;А
ВВ
Объект Ружинской
дистанции
электроснабжения
Владивостокского
отделения ДВОСТ жд
(ОПП станции
Лучегорск)
ТПЛМ-10;
С600/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
Т-0,66;
А400/5; КТ 0,5S;А
Т-0,66;
В400/5; КТ 0,5S;В
Т-0,66;
С400/5; КТ 0,5S;С
Т-0,66;
А200/5; КТ 0,5S;А
Филиал ЛуТЭК
23ООО "Кронвуд"
Т-0,66;
С200/5; КТ 0,5S;С
Т-0,66;
В200/5; КТ 0,5S;В-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
11
Продолжение таблицы 1
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
34
5678910
Т-0,66;
300/5; КТ 0,5S;А
А
Филиал ЛуТЭК
ЗАО "Тихоокеанская
24 мостостороительная
В
компания"
Т-0,66;
300/5; КТ 0,5S;С
Т-0,66;
300/5; КТ 0,5S;В
-
Т-0,66;
200/5; КТ 0,5S;А
25ООО "Алькор"
В
Т-0,66;
С300/5; КТ 0,5S;С
Т-0,66;
200/5; КТ 0,5S;В
-
АА
ВВ
СС
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
12
Продолжение таблицы 1
26
Котельная "Дземги"
(ввод №1)
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
27
Котельная "Дземги"
(ввод №2)
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
-
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ГТП потребления "Филиал Хабаровская генерация"
ТЛМ-10;
А300/5; КТ 0,5;А
В-В
ТЛМ-10;
С300/5; КТ 0,5;С
ТЛМ-10;
А300/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТЛМ-10;
С300/5; КТ 0,5;С
ТВ35-II
600/5; КТ 0,5;
Багерная насосная
28 Комсомольской В
ТЭЦ-2
ТВ35-II;
600/5; КТ 0,5;
3НОМ-35;
А35000/100;
КТ 0,5
3НОМ-35;
В35000/100;
КТ 0,5
3НОМ-35;
С35000/100;
КТ 0,5
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
13
Продолжение таблицы 1
29
Биробиджанская ТЭЦ
(ввод №1)
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
30
Биробиджанская ТЭЦ
(ввод №2)
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
В
С
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ГТП потребления "Филиал Хабаровская теплосетевая компания"
ТПОЛ-10;
А1500/5; КТ 0,5;А
ТПОЛ-10;
В1500/5; КТ 0,5;В
ТПОЛ-10;
С1500/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
А1500/5; КТ 0,5;А
ТПОЛ-10;
В1500/5; КТ 0,5;В
ТПОЛ-10;
С1500/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
400/5; КТ 0,5;А
Биробиджаннская
А
ТЭЦ,
31 ГРУ-6кВ 2с.ш. фидер В
№1 "Горводопровод"
ТПОЛ-10;
400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
14
Продолжение таблицы 1
А
В
С
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
33
Биробиджанская ТЭЦ
АООТ "СУ-5"
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
34
Биробиджанская ТЭЦ
Хабаровский ЦГМС-
РСМЦ
(Гидрометеобюро)
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТПОЛ-10;
400/5; КТ 0,5;А
Биробиджанская ТЭЦ,
32 ГРУ-6кВ 2с.ш. фидер
В
№2 "Город"
ТПОЛ-10;
400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
ТШП-0,66;
А20/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
С20/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
В20/5; КТ 0,5;В
-
ТШП-0,66;
А20/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
С20/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
В20/5; КТ 0,5;В-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,4 ± 2,8
15
Продолжение таблицы 1
35
Биробиджанская ТЭЦ
Торгово-
промышленная палата
ЕАО
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
36
Биробиджанская ТЭЦ
ГСК №13А
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
37
Биробиджанская ТЭЦ
ООО "Фиш"
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
34
5678910
ТШП-0,66;
А20/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
С20/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
В20/5; КТ 0,5;В
-
ТШП-0,66;
А20/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
С20/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
В20/5; КТ 0,5;В
-
ТШП-0,66;
А20/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
С20/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
В20/5; КТ 0,5;В-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
16
Продолжение таблицы 1
38
Хабаровская ТЭЦ-2
ввод 35кВ №1
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
39
Хабаровская ТЭЦ-2
ввод 35кВ №2
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТПШЛ-10;
А3000/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТПШЛ-10;
С3000/5; КТ 0,5;С
ТЛШ-10;
А3000/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТПЛМ-10;
С3000/5; КТ 0,5;С
ТОЛМ-10;
1000/5; КТ 0,5;А
Хабаровская ТЭЦ-2
40 ввод 6кВ №1 В
(фидер 107)
ТОЛМ-10;
1000/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
17
Продолжение таблицы 1
А
В
С
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
С
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
С
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТОЛМ-10;
1000/5; КТ 0,5;А
Хабаровская ТЭЦ-2
41 ввод 6кВ №2
В
(фидер 207)
ТОЛМ-10;
1000/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
ТШП-0,66;
А200/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;В
Базовая станция ОАО
42 "Даль Телеком
В
Интернешнл"
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;В
Базовая станция ЗАО
43 "Дальневосточные В
сотовые системы-900"
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;С
-TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
18
Продолжение таблицы 1
44
Базовая станция ЗАО
"Мобиком-Хабаровск"
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
45
ИП Сальников В.Г.
Автосервисный центр"
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТШП-0,66;
А200/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В200/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С200/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А1000/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В1000/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С1000/5; КТ 0,5;С
АА
СС
ВВ
-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
19
Продолжение таблицы 1
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
46
Ургальская котельная
(ввод №1)
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
47
Ургальская котельная
(ввод №2)
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТВ35-II
А500/5; КТ 0,5;А
ВВ
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
ТВ35-II
С500/5; КТ 0,5;С
ТВ35-II
А300/5; КТ 0,5;А
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
ВВ
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
ТВ35-II
С300/5; КТ 0,5;С
ЗНОМ-35-65;
35000 / 100;
КТ 0,5;
ТПЛ-10;
300/5; КТ 0,5;
НТМИ-6-66;
А6000 / 100;
КТ 0,5
Отходящий Фидер
48 6кВ №29 (Отпуск в В
ДРСК) )
ТПЛ-10;
300/5; КТ 0,5;
НТМИ-6-66;
С6000 / 100;
КТ 0,5
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
20
Продолжение таблицы 1
А
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5678910
ТВЛМ-10;
150/5; КТ 0,5;А
-В
Отходящий Фидер
49 6кВ №39 (Отпуск в
В
ДРСК)
ТВЛМ-10;
150/5; КТ 0,5;С
ТПЛ-10;
100/5; КТ 0,5;А
-В
ЭЧ-8 ДВОСТ жд
50 Железнодорожный
В
разъезд №349
ТПЛ-10;
100/5; КТ 0,5;С
ТПЛ-10;
А300/5; КТ 0,5;А
ВВ
ПС 35/6кВ "ЦЭС"
Ургальской
котельной, РУ-6кВ
51 фидер 26, кабельные
наконечники КЛ-6кВ в
сторону ОАО
"Ургалуголь"
ТПЛ-10;
С300/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
21
Продолжение таблицы 1
А
А
В
-
В
С
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
А
В
-
В
С
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
А
В
В
С
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
А
В
В
С
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5
678910
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
ПС 35/6кВ "ЦЭС"
Ургальской
котельной, РУ-6кВ
52 фидер 37, кабельные
наконечники КЛ-6кВ
в сторону ОАО
"Ургалуголь"
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
53ООО "Меркурий ДВ"
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
ТВЛМ-10;
200/5; КТ 0,5;
В/ч 67695
пос.Чегдомын
ПС 35/6кВ "ЦЭС"
Ургальской
54 котельной, РУ-6кВ
фидер 33, РУ-6кВ ТП-
1 6/0.4кВ, кабельные
наконечники КЛ-6кВ
в сторону В/ч 67695
В/ч 67695
пос.Чегдомын
55ПС 35/6кВ "ЦЭС"
Ургальской
котельной, нефтебаза
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
200/5; КТ 0,5;
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
22
Продолжение таблицы 1
А
-
56
С
-
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
-
57
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТОЛ-10;
600/5; КТ 0,5;
ПНС "Красная" (ввод
№1)
В
А
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
В
КТ 0,5
ТОЛ-10;
600/5; КТ 0,5;
ПНС "Красная" (ввод
№2)
В
С-С
А
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
В
КТ 0,5
АА
ВВ
СС
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
23
Продолжение таблицы 1
А
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
Trial С50
HP Proliant
12345678910
ГТП потребления "Приморские тепловые сети"
ТПФ-10;
300/5; КТ 0,5А
-В
Владивостокская
58 ТЭЦ-1
В
(ввод КРУ-1 фидер 1)
ТПФ-10;
300/5; КТ 0,5С
ТПФМУ -10
300/5; КТ 0,5;А
Владивостокская
59 ТЭЦ-1 В
(ввод КРУ-1 фидер 2)
ТПФМУ -10
300/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10
800/5; КТ 0,5;А
Владивостокская
60 ТЭЦ-1 В
(ввод КРУ-2 фидер 3)
ТПОЛ-10
800/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
24
Продолжение таблицы 1
А
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
В
С
НТМК-6
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5678910
ТПОЛ-10;
1000/5; КТ 0,5;А
-В
Владивостокская
61 ТЭЦ-1 (ввод КРУ-2
В
фидер 4)
ТПОЛ-10;
1000/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
1000/5; КТ 0,5;А
Владивостокская
62 ТЭЦ-1 (ввод КРУ-3
В
фидер 5)
ТПОЛ-10;
1000/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10;
800/5; КТ 0,5;А
Владивостокская
63 ТЭЦ-1 (ввод КРУ-3 В
фидер 6)
ТПОЛ-10;
800/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
25
Продолжение таблицы 1
С
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
65
Приморское РДУ
(ввод 1)
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТШП-0,66;
А30/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;В
Собственные нужды
64 ПС "ТЭЦ-1" (отпуск в
В
ДРСК) ввод 1
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В100/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;В
Приморское РДУ
66(ввод 2)В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
26
Продолжение таблицы 1
67
Приморское РДУ
(ввод 3)
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
68
Приморское РДУ
(ввод 4)
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
С
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В100/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В100/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А30/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;В
Гараж ОАО "ДЭК" -
69 Дальэнергосбыт (ввод В
1)
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;С
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
27
Продолжение таблицы 1
А
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
А
С
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
А
А
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
С
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
4
5
678910
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
А
Гараж ОАО "ДЭК" -
70 Дальэнергосбыт
В
(ввод 2)
С
В
-
71ГСК №44
В
В
-
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
72ГСК №30В
ТШП-0,66;
С
30/5; КТ 0,5;
С
В
-
ТШП-0,66;
А
30/5; КТ 0,5;
А
73ЗАО "Примтелефон"В
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
С
ТШП-0,66;
30/5; КТ 0,5;
В-
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
28
Продолжение таблицы 1
74
Котельный цех №2
(Участок №1
котельная "Северная")
ввод №1
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
75
Котельный цех №2
(Участок №1
котельная "Северная")
ввод №2
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
76
Котельный цех №2
( Участок №2
котельная "2Р")
ввод №1
НТМИ-6;
6000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТВЛМ-10
А600/5; КТ 0,5;А
В-В
ТВЛМ-10
С600/5; КТ 0,5;С
ТВЛМ-10
А600/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТВЛМ-10
С600/5; КТ 0,5;С
ТПЛ-10
А400/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТПЛ-10
С400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
29
Продолжение таблицы 1
77
Котельный цех №2
(Участок №2
котельная "2Р")
ввод №2
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
78
Котельный цех №2
(Участок №2
котельная "2Р")
ввод №3
НАМИ-10;
10000 / 100;
КТ 0,5
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
С
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТПЛ-10
А400/5; КТ 0,5;А
В-В
ТПЛ-10
С400/5; КТ 0,5;С
ТПЛ-10
А400/5; КТ 0,5;А
ВВ
ТПЛ-10
С400/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;В
79НПК "Гелиос"
В
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;С
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
30
Продолжение таблицы 1
А
С
С
А
А
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
45678910
80ООО "Авенир"
В
А
TE 851
В
-КТ 0,5S/1,0;
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;
81
ООО "Кербер"
В
ТШП-0,66;
С50/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;В
-
ТШП-0,66;
А300/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
82ООО "ДЭСР" (ввод 1)В300/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С300/5; КТ 0,5;С
83ООО "ДЭСР" (ввод 2)
ТШП-0,66;
300/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
300/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
300/5; КТ 0,5;
TE 851
-КТ 0,5S/1,0;
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
31
Продолжение таблицы 1
84
Приморские тепловые
сети. Котельный цех
№3
(ЦПВБ) ввод№1
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
В
С
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
В
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
1
2
3
4
5678910
ТВЛМ-10
А600/5; КТ 0,5;А
В-В
ТВЛМ-10
С600/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10
600/5; КТ 0,5;А
Приморские тепловые
А
сети. Котельный цех
85 №3
В
(ЦПВБ) ввод№2
ТПОЛ-10
600/5; КТ 0,5;С
ТПОЛ-10
600/5; КТ 0,5;А
Приморские тепловые
А
сети. Котельный цех
86 №3 (котельная В
"Снеговая")
ввод №1
С
ТПОЛ-10
600/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
32
Продолжение таблицы 1
87
Котельный цех №3
(котельная
"Снеговая")
ввод №2
НТМИ-6-66;
6000 / 100;
КТ 0,5;
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТПОЛ-10
А600/5; КТ 0,5;А
В-В
ТПОЛ-10
С600/5; КТ 0,5;С
А ± 1,2 ± 5,5
Р ± 2,5 ± 2,9
ТШП-0,66;
А200/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В200/5; КТ 0,5;В
ЗАО "Саммит-
88Моторс"
(ввод 1)
ТШП-0,66;
С200/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А75/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В75/5; КТ 0,5;В
ЗАО "Саммит-
89Моторс"
(ввод 2)
ТШП-0,66;
С75/5; КТ 0,5;С
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
33
Продолжение таблицы 1
90
ЗАО "Саммит-
Моторс" (ввод 3)
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
С
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
СИКОН С50
HP Proliant
12345678910
ТШП-0,66;
А150/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
В150/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С150/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А150/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
150/5; КТ 0,5;В
91ООО "ДИВС"
В
ТШП-0,66;
150/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
92ООО "Свирбонд"В100/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
34
Продолжение таблицы 1
А
С
С
А
А
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
-
TE 851
КТ 0,5S/1,0;
96
Центр "Энергосервис
МКТ"
СИКОН С50
HP Proliant
12
3
45678910
93ООО Студия "Азарт"
В
А
TE 851
В
-КТ 0,5S/1,0;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
50/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
С50/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
94ИП "Фадеев"
В50/5; КТ 0,5;В
-
ТШП-0,66;
А100/5; КТ 0,5;А
ТШП-0,66;
95ПБОЮЛ "Редченков"В100/5; КТ 0,5;В
ТШП-0,66;
С100/5; КТ 0,5;С
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
ТШП-0,66;
100/5; КТ 0,5;
TE 851
-КТ 0,5S/1,0;
А ± 1,0 ± 5,4
Р ± 2,1 ± 2,8
Примечания:
1.
В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК
(нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для
измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2.
В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3.
Нормальные условия эксплуатации:
ƒ
параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
ƒ
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 ÷ 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0, 5) Гц;
ƒ
температура окружающего воздуха: (20±5)˚С;
ƒ
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
ƒ
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
4.
Рабочие условия эксплуатации:
параметры сети:
ƒ
диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
;
ƒ
диапазон силы первичного тока - (0,05 ÷ 1,2)I
н1
;
ƒ
коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87);
ƒ
частота - (50
±
0,5) Гц;
температура окружающего воздуха:
ƒ
для ТТ и ТН: - 40˚С до +70˚С
ƒ
для электросчетчиков:
+15˚С до +25˚С
;
ƒ
для аппаратуры передачи и обработки данных:
+15˚С до +25˚С
;
5.
Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока
отвечают требованиям ГОСТ 7746, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983, счетчиков
электроэнергии - ГОСТ 30206 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 26035 при измерении
реактивной электроэнергии.
6.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1.
Допускается замена УСПД на однотипныйутвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном в ОАО «Дальневосточная генерирующая компания порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в системе компонентов:
ƒ
электросчетчиков МТ-851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов, средний
срок службы-24 года.
ƒ
электросчетчиков ТЕ 851 - среднее время наработки на отказ не менее 1065275 часов, средний
срок службы-24 года.
ƒ
УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 2196237 часов, средний срок
службы – 12 лет.
ƒ
ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 7000 часов, средний срок службы – 15 лет.
ƒ
УСВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, средний срок службы – 15 лет.
ƒ
ТТ и ТН в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и 1983-2001 - средняя наработка на отказ не менее
40 ×10
5
часов, средний срок службы – 25 лет.
Надежность системных решений:
ƒ
резервирование питания УСПД, компонентов ИВК реализовано с помощью источника
бесперебойного питания и устройства АВР;
ƒ
резервирование каналов связи: реализовано с помощью передачи по электронной почте и
сотовой связи информации о результатах измерений в организации-участники оптового
рынка;
36
Регистрация событий:
ƒ
в журналах событий счетчика, УСПД, сервера фиксируются факты:
9
параметрирования;
9
пропадания напряжения;
9
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
ƒ
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
9
электросчетчика;
9
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
9
испытательной коробки;
9
УСПД;
9
сервера.
ƒ
наличие защиты на программном уровне:
9
пароль на счетчике;
9
пароль на УСПД;
9
пароль на ИВК.
Глубина хранения информации:
ƒ
электросчетчики типа МТ-851, ТЕ 851 – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток, при отключенном напряжении питания - не менее 10 лет;
ƒ
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому
каналу не менее 35 суток (функция автоматизирована), хранение информациипри
отключенном напряжении питания – не менее 5 лет;
ƒ
ИВК - время хранения информации в архивах при отключенных основной и резервной сетях
питания не менее 3,5 лет.
37
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» ГТП потребления типографским
способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 2.
Таблица 2 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока типа ТЛМ-10
Трансформаторы тока типа ТПЛ-10
Трансформаторы тока типа ТПЛМ-10
Трансформаторы тока типа ТПОЛ-10
Трансформаторы тока типа SB-08
Трансформаторы тока типа Т-0,66
Трансформаторы тока типа ТВЛМ-10
Трансформаторы тока типа ТШП-0,66
Трансформаторы тока типа ТВ35-II
Трансформаторы тока типа ТОЛ-10
Трансформаторы тока типа ТПФМУ-10
Трансформаторы тока типа ТЛМ -10
Трансформаторы напряжения типа НТМИ-6-66 УЗ
Трансформаторы напряжения типа НТМИ-6
Трансформаторы напряжения типа НОМ-6-77
Трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35-65
Трансформаторы напряжения типа НТМК-6
Трансформаторы напряжения типа НАМИ-10
Счетчики электрической энергии типа МТ85
Счетчики электрической энергии типа ТЕ 851
УСПД типа СИКОН С50
ИВК
Количество
8 шт
14 шт
11 шт
28 шт
12 шт
87 шт
16 шт
102 шт
4 шт
2 шт
2 шт
8 шт
23 шт
16 шт
3 шт
22 шт
6 шт
1 шт
18 шт
75 шт
22 шт
1 шт
1 шт
1 экземпляр
Устройство синхронизации времени
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
1 экземпляр
38
Поверка
Поверка АИИС КУЭпроводится по документу "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческогоучетаэлектрическойэнергии
ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» ГТП потребления. Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» «04» июля 2008 г
Перечень основных средств поверки:
ƒ
средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
ƒ
средстваповеркиизмерительныхтрансформаторовнапряженияпо
МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;
ƒ
средства поверки счетчиков электрической энергии типа МТ-851, МТЕ 851 в
соответствии с МИ 2158-91 «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока
электронные. Методика поверки», поверка производится на установке типа МК6800
(МК6801) или аналогичной с эталонным счетчиком класса точности 0,05;
ƒ
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Госреестре СИ № 27008-04;
ƒ
переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Межповерочный интервал – 4 года.
Нормативные документы
ƒ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ƒ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
ƒ
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ƒ
ГОСТ 1983-2001.Трансформаторы напряжения, Общие технические условия.
ƒ
ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92). «Статические счетчики ватт-часов активной энергии
переменного тока (класс точности 0,2S и 0,5S).
ƒ
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
технические условия».
ƒ
МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительныекоммерческогоучетаэлектрическойэнергии.Рекомендациипо
составлению описания типа»
ƒ
МИ3000-2006«Системыавтоматизированныеинформационно-измерительные
коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
ƒ
Техническаядокументациянасистемуавтоматизированнуюинформационно-
измерительную коммерческого учетаэлектрическойэнергии (АИИСКУЭ)
ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» ГТП потребления.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru