предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,
данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников
ОРЭ (1 раз в сутки);
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 220/110/10 кВ «Ульяновская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;
счетчики электрической энергии трехфазные электронные СЭТ3А-01П-27 и cчетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02класса точности -/2; 0,2/0,5;
0,5/-; 0,5/1; 2/-; 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;
шкаф УСПД, в состав которого входит Контроллер сетевой индустриальный
СИКОН С10, блок бесперебойного питания;
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10).
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 220/110/10 кВ «Ульяновская» 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 220/110/10 кВ
2
3
«Ульяновская» 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
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» 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
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
440000
СЭТ3А-01П-27
077512
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
4
АТФНД-220-IV
ТТ
ТН
ВТФЗМ-220Б-IVХЛ1
СТФЗМ-220Б-IVХЛ1
АНКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
5
№ 4218
№ 13217
№ 13214
№ 1110340
№ 1110339
№ 1110338
1
Д-19 ТЭЦ-4
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3694-73
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
26453-04
КТ=0,5/-Ксч=1
14206-04
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,0%
5
ТТ
ТН
440000
2
Д-5 ТЭЦ-5
Счетчик
СЭТ3А-01П-27
079297
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
440000
3
ОМВ 220
Счетчик
СЭТ3А-01П-27
077500
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
4
С-116 ТЭЦ-5
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
07046032
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-220-IУ2
ВТВ-220-IУ2
СТВ-220-IУ2
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 31672
№ 31671
№ 31673
№ 19964
№ 20006
№ 19914
КТ=0,5
Ктт=1000/5
3196-72
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
26453-04
КТ=0,5/-Ксч=1
14206-04
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,0%
А ТФЗМ-220Б-IVУ1
ВТФЗМ-220Б-IVУ1
СТФЗМ-220Б-IVУ1
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
№ 9999
№ 10000
№ 9910
№ 1110340
№ 1110339
№ 1110338
КТ=0,5
Ктт=1000/5
26429-04
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
26453-04
КТ=0,5/-Ксч=1
14206-04
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,0%
А ТВ-110 II У2
ВТВ-110 II У2
СТВ-110 II У2
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 4561а
№ 4561в
№ 4561с
№ 181
№ 229
№ 209
КТ=0,5
Ктт=1000/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2/0,5
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
6
ТТ
ТН
220000
5
С-117 ТЭЦ-5
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
07046031
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
6
С-118 Бролерная
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
07045221
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
7
С-119 Горьковская
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
07045185
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТВ-110 II У2
ВТВ-110 II У2
СТВ-110 II У2
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 4556а
№ 4556в
№ 4556с
№ 1107595
№ 1107598
№ 1107571
КТ=0,5
Ктт=1000/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2/0,5
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
А ТВ-110 II У2
ВТВ-110 II У2
СТВ-110 II У2
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 4557а
№ 4557в
№ 4557с
№ 181
№ 229
№ 209
КТ=0,5
Ктт=1000/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2/0,5
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
А ТВ-110 II У2
ВТВ-110 II У2
СТВ-110 II У2
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 4558а
№ 4558в
№ 4558с
№ 1107595
№ 1107598
№ 1107571
КТ=0,5
Ктт=1000/5
20644-03
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2/0,5
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
7
ТТ
ТН
220000
8
ШСМВ-110
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
08040025
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2341
3000
9
Ф.2605
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06044143
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2341
4000
10
Ф.2606
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06044119
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФЗМ-110Б-IIУ1
ВТФЗМ-110Б-IIУ1
СТФЗМ-110Б-IIУ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 10277
№ 10334
№ 10323
№ 1107595
№ 1107598
№ 1107571
КТ=0,5
Ктт=1000/5
31548-06
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2/0,5
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
№ 7616
-
№ 7611
А ТЛМ-10-1У3
В-
СТЛМ-10-1У3
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 05646
-
№ 05662
А ТВК-10УХЛЗ
В-
СТВК-10УХЛЗ
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
8913-82
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
8
ТТ
ТН
№ 2341
2000
11
Ф.2607
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06045045
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2341
6000
12
Ф.2608
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06045024
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2341
12000
13
Ф.2609
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
07042159
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 02401
-
№ 02160
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 15969
-
№ 16122
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 23629
-
№ 29437
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=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
9
ТТ
ТН
№ 2341
6000
14
Ф.2610
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06044095
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2103
3000
15
Ф.2612
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
06045060
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
нет ТТ
ТН
-
16
Ф.2613
Счетчик
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 23715
-
№ 22309
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
№ 19237
-
№ 22485
А ТВК-10УХЛЗ
В-
СТВК-10УХЛЗ
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
8913-82
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
А
ВНТМИ-10-66У3№ 2103
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=2/2
Ксч=1
1090-62
СР4У-И673М 588697
СА3У-И670М 665412
не нормируется *не нормируется *
10
ТТ
ТН
№ 2103
12000
17
Ф.2614
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
06044048
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
нет ТТ
ТН
№ 2103
-
18
Ф.2615
Счетчик
СР4У-И673М
334112
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 2103
4000
19
Ф.2616
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
06045148
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,2%
± 2,4%
± 3,0%
± 2,6%
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 08704
-
№ 08647
А ТЛК-10-5У3
В-
СТЛК-10-5У3
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5S
Ктт=600/5
9143-83
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 3,0%
Реактивная ± 2,4% ± 2,6%
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=-/2
Ксч=1
1091-62
№ 07972
-
№ 07977
А ТЛК-10-5У3
В-
СТЛК-10-5У3
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5S
Ктт=200/5
9143-83
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
11
ТТ
ТН
№ 2103
3000
20
Ф.2617
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
07042139
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2103
4000
21
Ф.2618
Счетчик
СЭТ- 4ТМ.02.2
06044002
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
№ 08051
-
№ 05633
А ТЛК-10-5У3
В-
СТЛК-10-5У3
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5S
Ктт=150/5
9143-83
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 3,0%
Реактивная ± 2,4% ± 2,6%
№ 25572
-
№ 56156
А ТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
1856-63
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
* 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
(sin
) – 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.
12
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
(sin
) - 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:
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
(sin
) - 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 «Ульяновская» 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 220/110/10 кВ «Ульяновская» - не
менее 20 лет.
В АИИС КУЭПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» 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 220/110/10 кВ «Ульяновская» АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» 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 «Ульяновская» 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 СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с документом «Счетчики активной и
реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-
4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИГЛШ.411152.087 РЭ1»;
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.
