| Номер в госреестре | 56197-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК" |
| Изготовитель | ООО "Уралэнерготел", г.Екатеринбург |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК" (далее "АИИС КУЭ" или "система") предназначена для измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней электрической мощности, преобразуемой и распределяемой в сети электропередач ОАО "ЕЭСК" за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК" (далее "АИИС КУЭ" или "система") включает в себя 65 измерительных каналов (ИК), каждый из которых включает в себя измерительно-информационный комплекс точки учета - совокупность технических средств измерения количества активной и реактивной энергии и мощности Каждый измерительно-информационный комплекс точки учета содержит:
- измерительные трансформаторы тока и напряжения - первичные измерительные преобразователи тока и напряжения, соответственно;
- счетчик электрической энергии - в качестве средства измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности.
- вторичные измерительные цепи;
Измерение электроэнергии основано на интегрировании по времени мощности электроэнергии в контролируемом присоединении. Интегрирование осуществляется при помощи счетчика электроэнергии с трансформаторным включением.
Значение электроэнергии за заданный промежуток времени определяют считыванием информации со счетчика.
Измерение средней мощности основано на измерении электроэнергии за заданный интервал времени и последующего расчета значения мощности, как отношения результата измерения электроэнергии к заданному временному интервалу.
При измерениях получаемая счетчиками измерительная информация передается в устройство сбора и передачи данных - УСПД для автоматизированного накопления, обработки, хранения, представления в нужных формах и передачи полученных данных на вышестоящие уровни.
Система представляет собой трехуровневую систему с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации:
- 1-й уровень - уровень измерений - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ) электроэнергии;
- 2-й уровень - консолидация информации по данной электроустановке либо группе электроустановок - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВ-КЭ);
- 3-й уровень - информационный уровень - измерительно-информационный комплекс -ИВК.
Система также включает в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая обеспечивает ведение единого календарного времени на всех уровнях АИИС КУЭ.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики, обеспечивает выполнение автоматической синхронизации календарного времени на всех уровнях АИИС КУЭ
В СОЕВ входят GPS-приемники и все средства измерений времени (часы счетчиков, ИВКЭ, ИВК)
Основные функции системы:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности;
- автоматический сбор (периодический 1 раз/сутки и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к единому астрономическому времени;
- хранение информации об измеренных величинах в базе данных сервера АИИС КУЭ;
- отправку результатов измерений состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;
- защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- диагностирование и мониторинг сбора статистики ошибок функционирования технических средств;
- регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
- ведение единого времени.
Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, соединяемых каналами связи. Измерительные трансформаторы тока и напряжения - открытой установки, размещены на объектах учета. ИВК, коммутационное оборудование и преобразователи интерфейсов установлены в шкафах, расположенных в специальном помещении.
Надежность системных решений обеспечена на каждом уровне.
Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек, пломбируемых кросс-коробок для монтажа кабельных соединений Технические средства системы размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа, включая ограничение доступа в помещения, а также пломбирование технических средств системы.
Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.
Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВК). Предусмотрен самостоятельный запуск ИВК после возобновления электропитания.
Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне обеспечивается ограничением доступа к информации только по паролям, с заранее определенных рабочих мест. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и ИВК.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1.
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | С о |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС Дальняя (10кВ) Резерв 2с 10кВ яч. 21 | ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | 0 О О 3 £ § Э |
| 4 | ПС Дальняя (10кВ) Резерв2с 10кВ яч. 23 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 150/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 5 | ПС Дальняя (10кВ) РП 455-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 6 | ПС Дальняя (10кВ) РП 462-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 7 | ПС Дальняя(бкВ) РП 418 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 8 | ПС Дальняя(бкВ) РП 424-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 9 | ПС Дальняя(бкВ) РП 473-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 10 | ПС Дальняя(бкВ) ТП 4669-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 11 | ПС Дальняя(6кВ) РП 468 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 12 | ПС Дальняя(6кВ) РП 460-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 13 | ПС Дальняя(6кВ) РП 863-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 14 | ПС Дальняя(6кВ) РП 427-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 15 | ПС Дальняя(6кВ) РП 434-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 16 | ПС Дальняя(6кВ) ДГК 1C 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 17 | ПС Дальняя(6кВ) РП 830-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 18 | ПС Дальняя(6кВ) Резерв 1с 6кВ яч. 17 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 19 | ПС Дальняя(6кВ) Резерв 1с 6кВ яч. 19 | ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5S | из состава канала 57 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 |
УСПД
Наименование
присоединения
Счетчик
ТТ
ТН
2
3
4
5
6
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 300/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(бкВ) РП 414
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 424-2
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 451
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 427-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 473-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 460-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) ТП 4669-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 434-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.)
200/5
КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) Резерв 2с 6кВ яч. 27
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 863-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 300/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) ДГК 2С 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя(6кВ) РП 830-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 58
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) ТП 4300
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 464-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 455-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 300/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) Резерв 1 с 10кВ яч. 12
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 459-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 462-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
УСПД
Наименование
присоединения
Счетчик
ТТ
ТН
2
3
4
5
6
ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт. 100/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) ТСН 1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) Резерв 1с 10кВ яч. 2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
300/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) Резерв 1 с 10кВ яч. 1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 813-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 452-1
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 494-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 499-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 7001-1
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт. 100/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) ДГК 1C 10 кВ
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт. 100/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) Резерв 1 с 10кВ яч. 19
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 55
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
300/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) Резерв 1 с 10кВ яч. 42
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 7001-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) ТП 4299
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
400/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 494-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 459-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.
200/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) РП 464-2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-23 (2 шт. 100/5 КТ 0,5S
ПС Дальняя (10кВ) ТСН2
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0
из состава канала 56
ТОЛ-СЭЩ-10-21 (3 шт. 1500/5 КТ 0,5S
НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 КТ 0,5
ПС Дальняя Ввод 10 Т2
Альфа A1805Ralx КТ 0,5S/1
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | С о У |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 56 | ПС Дальняя Ввод 10 Т1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (3 шт.) 1500/5 КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 | Альфа A1805Ralx КТ 0,5S/1 | |
| 57 | ПС Дальняя Ввод 6 Т1 | ТЛШ-10-1 У3 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 | Альфа A1805Ralx КТ 0,5S/1 | |
| 58 | ПС Дальняя Ввод 6 Т2 | ТЛШ-10-1 У3 (3 шт.) 2000/5 КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 | Альфа A1805Ralx КТ 0,5S/1 | |
| 59 | ПС Дальняя (10кВ) ТП 4177 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 60 | ПС Дальняя (10кВ) РП 813-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 61 | ПС Дальняя (10кВ) РП 452-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 62 | ПС Дальняя (10кВ) РП 499-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 400/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 63 | ПС Дальняя (10кВ) ДГК 2C 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 64 | ПС Дальняя (10кВ) Резерв 2с 10кВ яч. 39 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (2 шт.) 300/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 65 | ПС Дальняя (10кВ) Резерв 2с 10кВ яч. 41 | ТОЛ-СЭЩ-10 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5S | из состава канала 56 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 | |
| 304 | ПС Дальняя Ввод 110 Т1 | ТВГ-110-0,2 (3 шт.) 300/5 КТ 0,2 | СРВ-123 (3 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 | Альфа A1802Ralx КТ 0,2S/05 | |
| 305 | ПС Дальняя Ввод 110 Т2 | ТВГ-110-0,2 (3 шт.) 300/5 КТ 0,2 | СРВ-123 (3 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 | Альфа A1805Ralx КТ 0,5S/1 |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЕЭСК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
В системе используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «Энергосфера». Номер версии программного обеспечения 6.5. Программное обеспечение (ПО) предназначено для сбора, хранения и автоматизированной передачи результатов измерений каждого счетчика электрической энергии на верхние уровни системы.
ПО внесено в Госреестр в составе Программно-технического комплекса «ЭКОМ» № 19542-05
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - "С".
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики | |
| 1 | 2 | |
| Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с | ±5 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя мощность), %: | cos ф = 1 | cos ф = 0,7 |
| - каналы 304, 305 | ±1,0 | ±1,5 |
| - каналы 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65 | ±1,2 | ±2,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя мощность), %: | sin ф = 1 | sin ф = 0,7 |
| - каналы 304, 305 | ±1,5 | ±2,3 |
| - каналы 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65 | ±1,7 | ±2,6 |
| Номинальное напряжение на вводах системы (линейное), В | 110000 10000 6000 | каналы 304, 305; каналы 3-6, 32-56, 59-65; каналы 7-31, 57, 58; |
| Номинальные значения первичного тока на вводах системы, А | 2000 1500 600 400 300 200 150 100 | каналы 57, 58; канал 56, 55; каналы 5, 12, 14, 22, 23, 25, 34,; каналы 8, 9, 13, 16, 17, 24, 26, 27, 29, 31, 39, 41-45, 49, 51, 60-62; каналы 20, 30, 35, 40, 48, 64, 304, 305; каналы 6, 7, 10, 11, 18, 21, 28, 32, 33, 36, 37, 50, 52, 53, 59, 65; канал 4; канал 3, 15, 19, 38, 46, 47, 54, 63; |
| Показатели надежности: | |
| - среднее время восстановления, час | 8 |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,95 |
| Условия эксплуатации: | |
| - электропитание компонентов системы | Стандартная сеть 220 В 50 Гц переменного тока по ГОСТ 21128-83 с параметрами по ГОСТ 13109-97. |
| - температура окружающего воздуха, °С: счетчики, УСПД измерительные трансформаторы | от минус 40 до 60 от минус 45 до 50 |
| - относительная влажность воздуха, % | от 0 до 90 |
| - атмосферное давление, кПа | от 70 до 106 |
наносят печатным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему.
Комплектность системы приведена в проектной документации. В комплект поставки входят техническая документация на систему и ее компоненты, методика поверки. Сведения
об измерительных компонентах и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Измерительные компоненты системы
| Наименование | Обозначение | КТ | Кол. | Примечание |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Трансформатор напряжения | СРВ-123 | 0,5 | 6 | № ГР СИ 47844-11 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ -10-2УХЛ2 | 0,5 | 4 | № ГР СИ 16687-07 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110-0,2 | 0,2 | 6 | № ГР СИ 22440-07 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 0,5S | 6 | № ГР СИ 11077-07 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 0,5S | 124 | № ГР СИ 32139-11 |
| Счетчик электронный | A1805 RALX-P4GB-DW-4 | 0,5S/1 | 5 | № ГР СИ 31857-06 |
| Счетчик электронный | A1802 RALX-P4GB-DW-4 | 0,2S/0,5 | 1 | № ГР СИ 31857-06 |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.02.2 | 0,2S/0,5 | 1 | № ГР СИ 20175-01 |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0,5S/1 | 8 | № ГР СИ 27524-04 |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 0,5S/1 | 50 | № ГР СИ 36697-12 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 | № ГР СИ 17049-04 |
осуществляется по документу МП 86 -262-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК" (АИИС КУЭ ПС «Дальняя» ОАО «ЕЭСК»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 10.10.2013 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
Эталонный трансформатор тока (0,5 - 3000) А, КТ 0,05 (ИТТ 3000.5, № ГР СИ 19457-00); Прибор сравнения с абс. погрешностью не более 0,002 % и 0,2' (КНТ-03, № ГР СИ 24719-03); Эталонный трансформатор напряжения (5 - 15) кВ, КТ 0,1 (НЛЛ-15, № ГР СИ 5811-00);
Эталонный трансформатор напряжения (110) кВ, КТ 0,1 (NVOS, № ГР СИ 32397-12); Эталонный счетчик КТ 0,1 (ZERA TPZ 308, ЦЭ6802, № ГР СИ 13548-05);
Источник сигналов точного времени: интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru .
Методика измерений изложена в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК". Руководство по эксплуатации» 12-092 РЭ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК" (АИИС КУЭ ПС "Дальняя" ОАО "ЕЭСК")
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Осуществление торговли и товарообменных операций
