Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

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.

Развернуть полное описание