Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково"
- ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:51683-12
- 28.04.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2012 |
| Дата протокола | Приказ 982 п. 11 от 08.11.2012 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 48661 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково» (далее — АИИС КУЭ «Ново-Внуково») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, обеспечения эффективного автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии, осуществления сбора, обработки, хранения и отображения информации параметров электропотребления, поступающих от цифровых счетчиков коммерческого учета электроэнергии и регистрации параметров потребления, а также для передачи информации в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «ОЭК», и предоставление доступа со стороны ОАО «МОЭСК», ОАО «АТС», ОАО «Мосэнергосбыт» и смежных сетевых организаций.
Описание
АИИС КУЭ «Ново-Внуково» является трехуровневой системой с распределенной функцией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных.
АИИС КУЭ «Ново-Внуково» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), выполняющие функции проведения измерений электроэнергии, включающие: измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии серии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производства ОАО «ННПО имени М.В.Фрунзе»;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ «Ново-Внуково», выполняющий функции консолидации информации по данной электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L производства ООО «Эльстер-Метроника», источник бесперебойного питания, а так же коммуникационное оборудование и каналы связи для организации информационного обмена между уровнями системы. Непосредственно на ПС «Ново-Внуково» установлены технические средства уровней ИИК, ИВКЭ.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Ново-Внуково», включающий в себя: коммуникационное оборудование и компьютеры, предназначенные для выполнения функций сбора и хранения данных, а также автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) обеспечивающие пользовательский интерфейс, в том числе печать отчетов.
Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК.
Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру.
Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
МК управляет работой устройства индикации с целью отображения измеренных данных. Режим индикации может изменяться посредством кнопок клавиатуры управления.
Сбор информации со счетчиков осуществляется по запросу ИВКЭ. Каналы связи между ИВКЭ и ИИК организованы следующим образом: счетчики подключены при помощи интерфейса RS-485 к Ethernet-серверу, далее через коммутатор сети Ethernet к УСПД.
Опрос ИВКЭ со стороны ИВК производится в автоматическом режиме или по запросу оператора. Вся информация поступает в ИВК в электронном виде. К УСПД через коммутатор сети Ethernet подключено АРМ. Сбор информации с ИВКЭ осуществляется по запросу ИВК. Между ИВКЭ и ИВК организовано два канала связи на основе сотовой сети стандарта GSM одного оператора связи.
Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации автоматически производится программным обеспечением в составе ИВК ЦСОИ ОАО «ОЭК». На компьютерном оборудовании ИВК выполняется накопление, хранение, резервное копирование измерительной информации, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
На АРМ операторов системы выполняется мониторинг измерительной информации, анализ, печать отчетных форм. Передача данных из АИИС КУЭ «Ново-Внуково» в смежные сетевые организации осуществляется по электронной почте.
Поддержание единого системного времени уровней ИИК, ИВКЭ осуществляется посредством приемника сигналов точного времени УССВ, подключенного к УСПД. УСПД автоматически синхронизируется при помощи УССВ не менее одного раза в сутки по сигналам точного времени системы GPS при помощи GPS-приемника УССВ-35 HVS. Синхронизация времени уровня ИИК осуществляется от уровня ИВКЭ. Имеется возможность синхронизации времени уровня ИВКЭ от ЦСОИ.
Синхронизация УСПД происходит при превышении разности времени, полученного от УССВ и времени УСПД по абсолютному значению более чем на 2 секунды. При опросе УСПД устанавливает в счетчиках точное время в случае превышения разности времени УСПД и счетчика более чем на 2 секунды. Синхронизация счетчиков от ИВКЭ производится один раз в сутки, автоматически.
В нормальном режиме работы ИИК, ИВКЭ участие оператора для выполнения функция АИИС КУЭ «Ново-Внуково» не требуется. Все функции выполняются автоматически.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 3-х и 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, параметров электрической сети
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин;
- автоматическое выполнение измерений времени;
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников договорных отношений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Ново-Внуково».
Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирования
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения системы входит ПО «АльфаЦЕНТР» из состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», утвержденного типа (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений № 44595-10).
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из следующих основных компонентов и модулей: программа — планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей), драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД, драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД, драйвер работы с БД, библиотека шифрования пароля счетчиков, библиотека сообщении планировщика опросов.
Предусмотрены меры защиты ПО от преднамеренного и непреднамеренного изменения:
- пользователь не имеет возможность обновления или загрузки новых версий ПО без фиксации в журнале событий;
- без нарушения целостности конструкции и заводских пломб невозможно удаление запоминающего устройства, или его замена другим устройством;
- в процессе работы невозможно ввести данные измерений, полученные вне измерительных компонентов системы;
- обеспечена защита программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа
Защита программы от непреднамеренных воздействий обеспечивается функциями резервного копирования.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов системы и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 1 Метрологически значимые модули ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Программа — планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | версия 12 | 24dc80532f6d9391 dc47f5dd7a a5df37 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | версия 12 | 783elab6f99a5a7ce 4c6639bf7 ea7d35 | MD5 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | версия 12 | 3408aba7e4f90b8a e22e26cdlb360e98 | MD5 |
| Драйвер работы с БД | cdbora2.dll | версия 12 | 0ad7e99fa26724e6 5102e215750c655a | MD5 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | cncryptdll.dll | версия 12 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8 d0572c | MD5 |
| Библиотека сообщении планировщика опросов | alphamess.dll | версия 12 | Ь8с331аЬЬ5е34444 170eee9317635cd | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические характеристики (МХ) АИИС КУЭ «Ново-Внуково» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
| Количество точек учета, шт. | 93 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4; 10; 110; 220 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,3; 0,6; 1,2; 1,5; 1,6; 3,0 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100; 380 |
| Номинальный вторичный ток, А | 1, 5 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электроэнергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С - компьютерное оборудование ИВК и АРМ, °С | от 10 до 40 от 10 до 40 от 15 до 30 |
| Габаритные размеры: - шкаф УССВ, мм, не более; - шкаф УСПД, мм, не более; - счетчик электроэнергии, мм, не более. | 400 х 330 х 250 660 х 1060 х 1100 330 х 170 х 80,2 |
| Масса: - шкаф УССВ, кг, не более; - шкаф УСПД, кг, не более; - счетчик электроэнергии, кг, не более. | 7,5 150 1,6 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ «Ново-Внуково» с указанием наименований точек учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, номеров регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений, представлен в таблице 3.
Таблица 3
| № ИК | Наименование объекта учета | Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик электроэне ргии | УСПД | Вид электроэнергии, Актив/Реактив | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||
| 1 | АТ-1 220 кВ | JK ELK CN14 | STE1/245 | СЭТ-4ТМ.03 | ||||
| 1200/1 | 220000/^3/ 100/43 | А | ± 0,5 | ± 2,0 | ||||
| 0,2S | 0,2 | 0,2S/0,5 | Р | ± 0,8 | ± 2,9 | |||
| 28839-05 | 33111-06 | 27524-04 | ||||||
| 2 | АТ-2 220 кВ | JK ELK CN14 | STE1/245 | СЭТ-4ТМ.03 | ||||
| 1200/1 | 220000/^3/ 100/43 | А | ± 0,5 | ± 2,0 | ||||
| 0,2S | 0,2 | 0,2S/0,5 | Р | ± 0,8 | ± 2,9 | |||
| 28839-05 | 33111-06 | 27524-04 | ||||||
| 3 | КВЛ 220 кВ Ново- Внуково-Встреча-1 | JK ELK CN14 1200/1 | STE1/245 220000/^3/ 100/43 | СЭТ-4ТМ.03 | RTU-325L № Гос- | А | ± 0,5 | ± 2,0 |
| 0,2S | 0,2 | 0,2S/0,5 | реестра | Р | ± 0,8 | ± 2,9 | ||
| 28839-05 | 33111-06 | 27524-04 | 37288-08 | |||||
| 4 | КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-Встреча-2 | JK ELK CN14 1200/1 | STE1/245 220000/^3/ 100/43 | СЭТ-4ТМ.03 | А | ± 0,5 | ± 2,0 | |
| 0,2S | 0,2 | 0,2S/0,5 | Р | ± 0,8 | ± 2,9 | |||
| 28839-05 | 33111-06 | 36697-08 | ||||||
| КВЛ 220 кВ Ново- | ||||||||
| Внуково- | JK ELK CN14 | STE1/245 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||
| 5 | Подушкино | 1200/1 | 220000/^3/ 100/43 | А | ± 0,5 | ± 2,0 | ||
| 0,2S | 0,2 | 0,2S/0,5 | Р | ± 0,8 | ± 2,9 | |||
| 28839-05 | 33111-06 | 27524-04 | ||||||
| 6 | КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-Очаково | JK ELK CN14 1200/1 0,2S 28839-05 | STE1/245 220000/^3/ 100/43 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
| 7 | ШСЭВ-220 кВ | JK ELK CN14 1200/1 0,2S 28839-05 | STE1/245 220000/^3/ 100/43 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
| 8 | АТ-1 110 кВ | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 11000043/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | не нор | мируется | |
| 9 | АТ-2 110 кВ | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | не нор | мируется | |
| 10 | КВЛ 110 кВ Ново-Внуково-Полет-1 | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос- реестра 37288-08 | А Р | не нор | мируется |
| 11 | КВЛ 110 кВ Ново-Внуково-Полет-2 | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | не нор | мируется | |
| 12 | КЛ 110 кВ Резерв 1 | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | не нор | мируется | |
| 13 | КЛ 110 кВ Резерв 2 | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | не нор | мируется | |
| 14 | ШСЭВ-110 кВ | ELK-CTO 1600/1 0,2S 33113-06 | STE 3/126 110000/43/ 100/433 0,5 --- | СЭТ-4ТМ.03М.16 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | не нор | мируется | |
| 15 | Ввод к 1 сек. 10 кВ от АТ-1, яч.102 | ТЛП-10-1 3000/5 0,2S 30709-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 16 | КРУ 10 кВ, ТСН-1 - ДГР-1, яч.103 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 17 | КРУ 10 кВ, Линия яч.104 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 18 | КРУ 10 кВ, Фидер 105, яч.105 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 19 | КРУ 10 кВ, Линия яч.106 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 20 | КРУ 10 кВ, Линия яч.107 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 21 | КРУ 10 кВ, Линия яч.109 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 22 | КРУ 10 кВ, Линия яч.110 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 23 | КРУ 10 кВ, Фидер 111, яч.111 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 24 | КРУ 10 кВ, Линия яч.112 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 25 | КРУ 10 кВ, Секц. выкл. яч.113 | ТЛО-10 1500/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 26 | КРУ 10 кВ, Линия яч.114 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 27 | КРУ 10 кВ, Линия яч.115 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 28 | КРУ 10 кВ, Линия яч.116 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 29 | КРУ 10 кВ, Фидер 117, яч.117 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 30 | КРУ 10 кВ, Линия яч.118 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 31 | КРУ 10 кВ, Линия яч.120 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 32 | КРУ 10 кВ, Фидер 121, яч.121 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 33 | КРУ 10 кВ, Линия яч.122 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 34 | КРУ 10 кВ, ТСН-5 яч.123 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 35 | Ввод к 2 сек. 10 кВ от АТ-2, яч.202 | ТЛП-10-1 3000/5 0,2S 30709-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 36 | КРУ 10 кВ, ТСН-2 -ДГР-2, яч.203 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 37 | КРУ 10 кВ, Фидер 204, яч.204 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 38 | КРУ 10 кВ, Линия яч.205 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 39 | КРУ 10 кВ, Фидер 21157, яч.206 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 40 | КРУ 10 кВ, Линия яч.207 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 41 | КРУ 10 кВ, Фидер 18145, яч.209 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 42 | КРУ 10 кВ, Фидер 18146, яч.210 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 43 | КРУ 10 кВ, Фидер 211, яч.211 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 44 | КРУ 10 кВ, Линия яч.212 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 45 | КРУ 10 кВ, Линия яч.214 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 46 | КРУ 10 кВ, Линия яч.215 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 47 | КРУ 10 кВ, Линия яч.216 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 48 | КРУ 10 кВ, Линия яч.217 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 49 | КРУ 10 кВ, Линия яч.218 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 50 | КРУ 10 кВ, Линия яч.220 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 51 | КРУ 10 кВ, Линия яч.221 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 52 | КРУ 10 кВ, Линия яч.222 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 53 | Ввод к 3 сек. 10 кВ от АТ-1, яч.302 | ТЛП-10-1 3000/5 0,2S 30709-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 54 | КРУ 10 кВ, ТСН-3 -ТДГР-3 яч.303 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 55 | КРУ 10 кВ, Линия яч.304 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 56 | КРУ 10 кВ, Линия яч.305 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 57 | КРУ 10 кВ, Линия яч.306 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 58 | КРУ 10 кВ, Линия яч.307 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 59 | КРУ 10 кВ, Линия яч.309 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 60 | КРУ 10 кВ, Линия яч.310 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 61 | КРУ 10 кВ, Линия яч.311 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 62 | КРУ 10 кВ, Линия яч.312 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 63 | КРУ 10 кВ, Секц.выкл. яч.313 | ТЛО-10 1500/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 64 | КРУ 10 кВ, Линия яч.314 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 65 | КРУ 10 кВ, Фидер 315, яч.315 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 66 | КРУ 10 кВ, Фидер 316 яч.316 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 67 | КРУ 10 кВ, Фидер 317 яч.317 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 68 | КРУ 10 кВ, Фидер 318 яч.318 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 69 | КРУ 10 кВ, Фидер 320 яч.320 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 70 | КРУ 10 кВ, Фидер 321 яч.321 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 71 | КРУ 10 кВ, Фидер 322 яч.322 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 72 | Ввод к 4 сек. 10 кВ от АТ-2, яч.402 | ТЛП-10-1 3000/5 0,2S 30709-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 73 | КРУ 10 кВ, ТСН-4-ТДГР-4 яч.403 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 74 | КРУ 10 кВ, Линия яч.404 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 75 | КРУ 10 кВ, Линия яч.405 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 76 | КРУ 10 кВ, Фидер 26195, яч.406 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 77 | КРУ 10 кВ, Фидер 407, яч.407 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 78 | КРУ 10 кВ, Фидер 409, яч.409 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 79 | КРУ 10 кВ, Фидер 410, яч.410 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 80 | КРУ 10 кВ, Фидер 411, яч.411 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 81 | КРУ 10 кВ, Фидер 412, яч.412 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325L № Гос-реестра 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 82 | КРУ 10 кВ, Линия яч.414 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 83 | КРУ 10 кВ, Линия яч.415 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 84 | КРУ 10 кВ, Линия яч.416 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 85 | КРУ 10 кВ, Линия яч.417 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 86 | КРУ 10 кВ, Фидер 418, яч.418 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 87 | КРУ 10 кВ, Фидер 420 яч.420 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 88 | КРУ 10 кВ, Фидер 421 яч.421 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 89 | КРУ 10 кВ, Фидер 422 яч.422 | ТЛО-10 600/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 90 | КРУ 10 кВ, ТСН-6 яч.423 | ТЛО-10 300/5 0,2S 25433-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/^3/100/^3 0,5 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
| 91 | ЩСН-0,4 кВ, ТСН №7 (резерв) | ТНШЛ-0,66 1500/5 0,5 1673-03 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | А Р | ± 1,0 ± 1,5 | ± 5,6 ± 6,3 |
| 92 | ЩСН-0,4 кВ, ТСН №5 | ТНШЛ-0,66 1500/5 0,5 1673-03 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | RTU-325L № Гос- реестра 37288-08 | А Р | + 1,0 + 1,5 | + 5,6 + 6,3 |
| 93 | ЩСН-0,4 кВ, ТСН №6 | ТНШЛ-0,66 1500/5 0,5 1673-03 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | А Р | + 1,0 + 1,5 | + 5,6 + 6,3 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы! интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Ново-Внуково»:
- напряжение питающей сети: напряжение (0,98-1,02)Ч0ном, ток (1-1,2)<[ном,
cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Ново-Внуково»:
- напряжение питающей сети (0,9-1,1) •ином, сила тока (0,01-1,2) •Тном,
0,5 инд. < coso < 0.8 емк.;
- температура окружающей среды: от 10 °С до 40 °С (для компьютерного обору
дования от 15 до 30 °С);
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена других компонентов системы на однотипные , имеющие технические характеристик не хуже приписанных компонентам системы и совместимых для работы с другими компонентами системы. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ «Ново-Внуково» как его неотъемлемая часть.
7. Погрешность каналов № 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 не нормируется в связи с отсутствием информации об измерительных трансформаторах напряжения.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Ново-Внуково» основных компонентов системы:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УССВ среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- GSM модем среднее время наработки на отказ не менее 2198760 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «Ново-Внуково» от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков имеют устройства для пломбирования;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Наличие фиксации в журнале событий счетчика событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД, сервере (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - не менее 35 суток по каждому каналу измеренной энергии, до 5 лет при отключении питания, при температуре 25 °С;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится сверху справа на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Кол. (комплект) |
| 1 Комплект оборудования уровня ИИК | 1 |
| 2 Шкаф устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L | 1 |
| 3 Шкаф УССВ | 1 |
| 4 Шкаф серверный | 1 |
| 5 Автоматизированное рабочее место (АРМ) | 1 |
| 6 Методика поверки | 1 экз. |
| 7 Паспорт-формуляр | 1 экз. |
| 8 Программное обеспечение, на компакт-диске | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51683-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в июне 2012 г.
Поверка средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется:
- измерительных трансформаторов напряжения типа STE1/245 и НАМИ-10-95УХЛ2 по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками соответственно 4 года (STE1/245) и 5 лет (НАМИ-10-95УХЛ2);
- измерительных трансформаторов тока типа JK ELK CN14, ТЛП-10-1, ТЛО-10, ТНШЛ-0,66 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (ТНШЛ-0,66) и 4 года (JK ELK CN14, ТЛП-10-1, ТЛО-10);
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.09 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, с интервалами между поверками 10 лет и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, с интервалами между поверками 12 лет;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» с интервалами между поверками 6 лет.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов напряжения, предусмотренные ГОСТ 8.216-88;
- измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.09 в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 в соответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), абсолютная погрешность ± 1 мкс;
- термогигрометр электронный «Center» модель 315, диапазон измерений от минус 20 до плюс 60 °С, абсолютная погрешность ±0,8 °С, относительной влажности воздуха от 0 до 99 %, абсолютная погрешность ±3,0 %.
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково»
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии класса точности 0,2S и 0,5S».
Гост 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обеспечения и определение её уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.