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 «Орская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,2; 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 класса точности 0,5/1;
0,5S/1; 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 220/110/10 кВ «Орская» 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 «Орская»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
2
3
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 «Орская» 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
264000
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 01013034
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
ТН
4
АТФЗМ-220Б-IIIУ1
ВТФЗМ-220Б-IIIУ1
СТФЗМ-220Б-IIIУ1
АНКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
5
№ 6457
№ 6453
№ 6458
№ 1473137
№ 1473140
№ 1473143
1
ВЛ 220 Актюбинск
Счетчик
12 3
КТ=0,2
Ктт=600/5
26006-06
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,0% ± 2,6%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
5
ТТ
ТН
440000
2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 12000033
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
440000
3
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 12000126
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
264000
4
ВЛ 220 Кимперсай
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 12000076
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=1000/5
А ТДУ-220 № 618-3
В ТДУ-220 № 618-2
СТДУ-220№ 618-1
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 1473137
№ 1473140
№ 1473143
ВЛ 220 Ириклинская ГРЭС 1
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
КТ=0,5
Ктт=1000/5
А ТДУ-220
ВТДУ-220
СТДУ-220
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 438-1
№ 438-2
№ 438-3
№ 1473137
№ 1473140
№ 1473143
ВЛ 220 Ириклинская ГРЭС 2
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
А ТФЗМ-220Б-IIIУ1
ВТФЗМ-220Б-IIIУ1
СТФЗМ-220Б-IIIУ1
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 6454
№ 6455
№ 6456
№ 1473137
№ 1473140
№ 1473143
КТ=0,2
Ктт=600/5
26006-06
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,6%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
6
ТТ
ТН
220000
5
ВЛ 110 Заречная
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 08051327
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
6
ВЛ 110 КС-15 1
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051956
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
7
ВЛ 110 КС-15 2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051642
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 443
№ 616
№ 462
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 343
№ 2547
№ 344
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 517
№ 426
№ 632
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
7
ТТ
ТН
220000
8
ВЛ 110 Маш.завод
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 08051320
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
9
ВЛ 110 Новотроицкая
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051977
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
10
ВЛ 110 НПЗ
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051923
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 569
№ 597
№ 453
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1378 №
1343 №
1422 №
805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1397
№ 349
№ 353
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
8
ТТ
ТН
220000
11
ВЛ 110 ОЗТП 1
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 08051298
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
12
ВЛ 110 ОЗТП 2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 08051313
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
13
ВЛ 110 ОТЭЦ 2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 003051951
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 639
№ 633
№ 785
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 778
№ 581
№ 589
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1352 №
1425 №
1475 №
805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
trial-04 КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
9
ТТ
ТН
220000
14
ВЛ 110 ОТЭЦ 3
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051944
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
15
ВЛ 110 Очистные 1
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 03051965
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
220000
16
ВЛ 110 Очистные 2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.2
№ 003051958
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 1396 №
1485 №
1478 №
805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
27524-04
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 750
№ 781
№ 452
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТБМО-110-УХЛ1
ВТБМО-110-УХЛ1
СТБМО-110-УХЛ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 463
№ 571
№ 554
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/1
23256-05
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5S/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,8%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
10
ТТ
ТН
44000
17
ВЛ 110 ТЭЦ УралСталь
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 02015116
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
66000
18
ОМВ-110
Счетчик
СЭТ-4ТМ.02.0
№ 02015001
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТФЗМ-110Б-IУ1
В ТФЗМ-110Б-IУ1
С ТФЗМ-110Б-IУ1
А НКФ-110-57 У1
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
№ 62500
№ 62499
№ 62502
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=200/5
26422-04
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,6%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
А ТФЗМ-110-IУ1
ВТФЗМ-110-IУ1
СТФЗМ-110-IУ1
А НКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
№ 62489
№ 62487
№ 62488
№ 805481
№ 1468690
№ 1082309
КТ=0,2
Ктт=300/5
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
26452-04
КТ=0,5/1
Ксч=1
20175-01
Активная ± 1,0% ± 2,6%
Реактивная ± 1,8% ± 2,5%
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.
11
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 «Орская» как его неотъемлемая часть.
12
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 «Орская» - не менее 20
лет.
В АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Орская» 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
13
использования цифровой подписи).
Глубина хранения информации:
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не trial 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 «Орская» АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Орская»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Орская» 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 «Орская» 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»;
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.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
