−
расчетов за транспортируемую электрической энергии и приобретаемую на ОРЭ
электрической энергии для компенсации потерь;
−
формирования отчетных документов и передачи информации на верхние уровни
(центральный сервер БД ИВК АИИС ЕНЭС, расположенный в ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД
(Центр Сборо и Обработки Данных) МСК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» Нижегородское
ПМЭС) АИИС КУЭ ЕНЭС.
АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная» является многоуровневой, с иерархической
распределённой обработкой информации.
Система состоит из следующих уровней:
1-й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 0,5S; 1, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5
и cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфакласса точности
0,5S/1; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.;
2-й уровень (сбор и обработка результатов измерений, диагностика средств измерений
–счетчиковиУСПД)включаетинформационно-вычислительныйкомплекс
электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная»;
−
система обеспечения единого времени (СОЕВ).
ИИК обеспечивают автоматическое проведение измерений в точке измерений. В их
состав входят:
−
счетчики электрической энергии;
−
измерительные трансформаторы тока и напряжения;
−
вторичные измерительные цепи.
ИВКЭ обеспечивает:
−
интерфейс доступа к информации по учету электроэнергии ИИК;
−
автоматический сбор, обработку и хранение информации результатов измерений
от ИИК;
−
автоматический сбор, обработку и хранение информации о состоянии средств
измерений;
−
ведение «Журнала событий».
В состав ИВКЭ входят:
−
специализированный контроллер (УСПД) RTU-325, обеспечивающий интерфейс
доступа к ИИК и ИВК;
−
технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
В СОЕВ входят все средства измерений времени (входящие в состав сервера БД,
УСПД, счетчиков), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, которые
используются при синхронизации времени.
СОЕВ привязана к единому календарному времени.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 4 с.
Объектами сбора первичной учетной информации являются cчетчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАльфа.
Все счетчики подключаются к УСПД RTU-325 по интерфейсу RS-485.
Связь УСПД RTU-325c сервером БД АИИС КУЭ ЕНЭС, установленным в ЗАО
«Метростандарт» г. Москва обеспечивается по спутниковому каналу связи.
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
2
3
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.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
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
220000
EA05RALX-B-4
№ 01143454
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ
4
АТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
АНКФ-110-57
ТН
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
5
№ 2325 А
№ 2325 В
№ 2325 С
№ 909423
№ 1059044
№ 1059039
1
ВЛ 110 кВ №114
Счетчик
123
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,8% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 5,0%
5
ТТ
ТН
220000
2
ВЛ 110 кВ №140
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143463
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
220000
3
ВЛ 110 кВ №147
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143484
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,8%
± 4,0%
± 9,0%
± 5,0%
ТТ
ТН
220000
4
ВЛ 110 кВ Артёмовская
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143455
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,2%
± 2,4%
± 5,0%
± 3,0%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3298 А
№ 3298 В
№ 3298 С
№ 4005
№ 3853
№ 4189
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110-50 В
ТВ-110-50 С
ТВ-110-50 А
НКФ-110-57
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 2329 А
№ 2329 В
№ 2329 С
№ 909423
№ 1059044
№ 1059039
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3297 А
№ 3297 В
№ 3297 С
№ 3879
№ 3993
№ 3898
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
6
ТТ
ТН
220000
5
ВЛ 110 кВ Афонино
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143491
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
220000
6
ВЛ 110 кВ ГАСТ
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143434
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,8%
± 4,0%
± 9,0%
± 5,0%
ТТ
ТН
220000
7
ВЛ 110 кВ Митино
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143467
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3825 А
№ 3825 В
№ 3825 С
№ 4005
№ 3853
№ 4189
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 2671 А
№ 2671 В
№ 2671 С
№ 909423
№ 1059044
№ 1059039
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3667 А
№ 3667 В
№ 3667 С
№ 4005
№ 3853
№ 4189
КТ=н/д
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
7
ТТ
ТН
220000
8
ВЛ 110 кВ Мызинская
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143460
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,8%
± 4,0%
± 9,0%
± 5,0%
ТТ
ТН
220000
9
ВЛ 110 кВ НИИТОП
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143439
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
220000
10
ВЛ 110 кВ Ольгино
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143465
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,8%
± 4,0%
± 9,0%
± 5,0%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3828 А
№ 3828 В
№ 3828 С
№ 1059167
№ 54852
№ 19069
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 3830 А
№ 3830 В
№ 3830 С
№ 4005
№ 3853
№ 4189
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=н/д
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 2817 А
№ 2817 В
№ 2817 С
№ 3879
№ 3993
№ 3898
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
8
ТТ
ТН
220000
11
ВЛ 110 кВ Свердловская-1
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143504
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
12
ВЛ 110 кВ Свердловская-2
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143495
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
13
ОВВ1- 110 кВ
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143482
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-110-50
ВТВ-110-50
СТВ-110-50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 2400 А
№ 2400 В
№ 2400 С
№ 3879
№ 3993
№ 3898
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,8% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 5,0%
А ТВ-110/50
ВТВ-110/50
СТВ-110/50
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1378 А
№ 1378 В
№ 1378 С
№ 1059167
№ 54852
№ 19069
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
А ТВ-110-50 В
ТВ-110-50 С
ТВ-110-50 А
НКФ-110-57
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 2328 А
№ 2328 В
№ 2328 С
№ 909423
№ 1059044
№ 1059039
КТ=1
Ктт=1000/5
3190-72
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,8% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 5,0%
9
ТТ
ТН
220000
14
ОВВ2-110 кВ
Счетчик
EA05RALX-B-4
№ 01143442
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 3025
12000
15
ПС Нагорная КЛ-1001
Счетчик
EA05RLX-B-4
№ 01143554
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 4879
12000
16
ПС Нагорная КЛ-1002
Счетчик
EA05RLX-B-4
№ 01143579
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
КТ=1
Ктт=1000/5
А ТВ-110-IIУ2
ВТВ-110-IIУ2
СТВ-110-IIУ2
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-83 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 4012 А
№ 4012 В
№ 4012 С
№ 1059167
№ 54852
№ 19069
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,8% ± 9,0%
Реактивная ± 4,0% ± 5,0%
№ 1720
-
№ 1725
А ТЛМ 10-1
В-
СТЛМ 10-1
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 08229
-
№ 71724
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
10
ТТ
ТН
№ 4879
8000
17
ПС Нагорная КЛ-1008
Счетчик
EA05RLX-B-4
№ 01143599
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 3025
12000
18
ПС Нагорная КЛ-1009
Счетчик
EA05RLX-B-4
№ 01143601
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 4879
12000
19
ПС Нагорная КЛ-1016
Счетчик
EA05RLX-B-4
№ 01143575
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
№ 07420
-
№ 07418
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=400/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 71745
-
№ 71742
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 58659
-
№ 71740
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=600/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5S/1
Ксч=1
trial-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
11
ТТ
ТН
нет ТН
20
20
ПС Нагорная, ЛЭП 0,4 кВ
ЧП Климанов
Счетчик
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
12345678910
КТ=0,5S
Ктт=100/5
21573-01
А Т-0,66 У3
В Т-0,66 У3
СТ-0,66 У3
№ 116129
№ 116132
№ 116130
КТ=0,5S/1
Ксч=1EA05RL-B-4№ 01143610
16666-97
Активная ± 1,0% ± 3,0%
Реактивная ± 2,1% ± 2,5%
* Данный канал является информационным.
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.
12
Для электросчетчиков:
−
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 220/110/10 кВ «Нагорная» как его неотъемлемая часть.
13
Значения показателей надежности ИВКЭ рекомендуется иметь не ниже заданных:
−
средняя наработка на отказ - не менее 35000 ч;
−
среднее время восстановления - не более 24 ч (при наличии этих показателей в паспорте
или справке производителя).
НадежностьИИК,определяетсякаксовокупностьнадежностиизмерительных
трансформаторов и счетчиков электрической энергии.
−
средняя наработка на отказ счетчиков электрической энергии не менее 35000 ч;
−
среднее время восстановления счетчиков электрической энергии не более 7 сут (при
наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).
Значения показателей надежности СОЕВ рекомендуется иметь не ниже заданных:
−
коэффициент готовности – не менее 0,95;
−
среднее время восстановления – не более 168 ч (при наличии этих показателей в
паспорте или справке производителя).
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная» - не trial
20 лет.
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;
−
защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи).
14
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 сут;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
сут;
•
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 220/110/10 кВ «Нагорная» АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Нагорная» 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»;
−
cчетчики ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП
«Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика
поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 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.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
