−
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,2S; 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 класса
точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи
данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкафУСПД,всоставкотороговходитУСПДЭКОМ-3000,блок
бесперебойного питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал.
По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре
счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» в
состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов
точного времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-
330» осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в
счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и
УССВ на значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
2
3
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
6600000
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
№ 06386564
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ1
ТТ2
ТН
4
АТФУМ 330А-У1
ВТФУМ 330А-У1
СТФУМ 330А-У1
АТФКН-330
В ТФКН-330
С ТФКН-330
АНКФ-330-73У1
ВНКФ-330-73У1
СНКФ-330-73У1
5
№ 3269
№ 3278
№ 3280
№ 1800
№ 1789
№ 1809
№ 3033
№ 2956
№ 3037
1
ВЛ 330 кВ Чирюрт - Буденовск
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктн=330000:√3/100:√3
1443-03
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
5
ТТ1
ТТ2
ТН
6600000
2
ВЛ 330 кВ Чирюрт - Грозный I
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386565
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ТТ1
ТТ2
ТН
6600000
3
ВЛ 330 кВ Чирюрт - Чиркейская ГЭС
(1)
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386563
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФМ-330-III-У1
ВТФМ-330-III-У1
СТФМ-330-III-У1
А ТФМ-330-III-У1
ВТФМ-330-III-У1
СТФМ-330-III-У1
А НКФ-330-73У1
ВНКФ-330-73У1
СНКФ-330-73У1
№ 795434/02
№ 795435/02
№ 795436/02
№ 795437/02
№ 795439/02
№ 795438/02
№ 1490571
№ 1490567
№ 1490518
КТ=0,2S
Ктт=2000/1
22741-02
КТ=0,2S
Ктт=2000/1
22741-02
КТ=0,5
Ктн=330000:√3/100:√3
1443-61
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 1,9%
Реактивная ± 1,6% ± 1,5%
А ТФКН-330
ВТФКН-330
СТФКН-330
А ТФКН-330
ВТФРМ-330Б-IIУ1
СТФРМ-330Б-IIУ1
А НКФ-330-73У1
ВНКФ-330-73У1
СНКФ-330-73У1
№ 1799
№ 2907
№ 870
№ 1729
№ 3468
№ 3663
№ 1012242
№ 1041258
№ 1012272
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктн=330000:√3/100:√3
1443-61
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
6
ТТ1
ТТ2
ТН
6600000
4
ВЛ 330 кВ Чирюрт - Чиркейская ГЭС
(2)
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386562
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ТТ
ТН
1100000
5
ВЛ-110 кВ Л-101 Чирюрт-
330 – Шамхал
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386577
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФУМ 330А-У1
ВТФУМ 330А-У1
СТФУМ 330А-У1
А ТФУМ 330А-У1
ВТФУМ 330А-У1
СТФУМ 330А-У1
А НКФ-330-73У1
ВНКФ-330-73У1
СНКФ-330-73У1
№ 480
№ 474
№ 1948
№ 3372
№ 2238
№ 3374
№ 1012252
№ 1012250
№ 1012243
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктт=2000/1
4059-74
КТ=0,5
Ктн=330000:√3/100:√3
1443-61
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,3% ± 6,0%
Реактивная ± 2,8% ± 3,0%
А ТФНД-110М-II
ВТФЗМ-110Б-IIУ1
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 216
№ 9337
№ 318
№ 1010215
№ 1005515
№ 1005564
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
7
ТТ
ТН
1100000
6
ВЛ-110 кВ Л-102 Чирюрт-
330 – Шамхал-Тяговая
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386575
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
1100000
7
ВЛ-110 кВ Л-119 Чирюрт-330 –
Каскад Чирюртовских ГЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386683
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
1100000
8
ВЛ-110 кВ Л-120 Чирюрт-330 –
Каскад Чирюртовских ГЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386683
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
А ТФНД-110М-II № 76
В ТФНД-110М-II № 32
СТФНД-110М-II№ 25
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 2514
№ 2531
№ 2505
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 20
№ 34
№ 37
№ 1010215
№ 1005515
№ 1005564
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
1100000
9
ВЛ-110 кВ Л-135 Чирюрт-
330 – Карланюрт-Тяговая
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386642
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
1100000
10
ВЛ-110 кВ Л-154 Чирюрт-
330 – КГС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386574
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
1100000
11
ВЛ-110 кВ Л-161 Чирюрт-
330 – Миатлинская ГЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386768
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
А ТФНД-110М-II № 29
В ТФНД-110М-II № 24
СТФНД-110М-II№ 45
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1010215
№ 1005515
№ 1005564
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-IIУ1
ВТФЗМ-110Б-IIУ1
СТФЗМ-110Б-IIУ1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 0857
№ 9352
№ 9391
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 0854
№ 6424
№ 6419
№ 1010215
№ 1005515
№ 1005564
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
9
ТТ
ТН
1100000
12
ВЛ-110 кВ Л-162 Чирюрт-
330 – Миатлинская ГЭС
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386645
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
1100000
13
ВЛ-110 кВ Л-184 Чирюрт-
330 – Сулак
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386767
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
нет ТТ
ТН
-
14
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386576
Активная
Реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФЗМ-110Б-IIУ1
ВТФЗМ-110Б-IIУ1
СТФЗМ-110Б-IIУ1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 9354
№ 9360
№ 9353
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФЗМ-110Б-III-У1
ВТФЗМ-110Б-III-У1
СТФЗМ-110Б-III-У1
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 514
№ 509
№ 519
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
ВЛ-110кВ Л-153 Чирюрт-330-
КГС
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия
реактивная
не нормируется *не нормируется *
10
ТТ
ТН
1100000
15
ОМВ-110 кВ
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386497
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2110
2000
16
Ф-№13
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386682
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2110
12000
17
Ф-№9
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 06386643
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 117
№ 118
№ 215
№ 1010556
№ 1005536
№ 1005506
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 704
-
№ 539
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 8632
-
№ 8739
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
11
ТТ
ТН
нет ТН
200
18
ТСН-3 резерв собственных
нужд 0,4 кВ
Счетчик
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=1000/5
6891-85
А Т-0,66 № 31753
В Т-0,66 № 11041
СТ-0,66№ 30642
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RALQ-P4GB-DW-4№ 01157301
31857-06
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 2,3%
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 Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. 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=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)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;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от
−
30˚С до +35˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
12
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» как его неотъемлемая часть.
13
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» - не
менее 20 лет.
В АИИС КУЭПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» используются следующие виды
резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
−
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
−
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
−
испытательная коробка (специализированный клеммник);
−
крышки клеммных отсеков счетчиков;
−
крышки клеммного отсека УСПД.
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
(возможность
14
использования цифровой подписи).
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Чирюрт-330» проводится по документу МИ 3000-
2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
счетчики типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «поверка» Руководства по
эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
