Ткп-609. ткп 609-2017. Кодекс ткп 6092017 (33240) установившейся практики автоматизация распределительных электрических

• Название: Кодекс ткп 6092017 (33240) установившейся практики автоматизация распределительных электрических
• Анкор: Ткп-609
• Дата: 03.06.2022
• Размер: 2.56 Mb.
• Имя файла: ткп 609-2017.docx
• Тип: Кодекс; #566914
• страница: 16 из 44

Требования к системам сбора и хранения данных

1. 
   Вся информация, поступающая в систему от источников и от действий диспетчерского персонала, должна сохраняться в базе данных. Скорость сохранения данных – не менее 1000 сигналов в се- кунду.
   
2. 
   Полный цикл обработки информации от поступления инфор- мации в SCADA до архивирования и предоставления информации поль- зователям – не более 1 сек.
   
3. 
   Архитектура системы сбора и хранения данных должна быть основана на максимально простой конфигурации программного обеспе- чения, масштабируема и функционально расширяема. В зависимости от потребностей задач и требований к корпоративной инфраструктуре может предусматриваться выделение подсистем ввода данных, сбора данных, хранения и анализа, что позволяет строить архитектуры в соот- ветствии с поставленными задачами.
   

4. 
   Системы сбора и хранения данных должны обеспечивать:
   

• 
  сбор, хранение и рассылку информации участникам системы;
  
• 
  регламентацию моментов сбора и передачи информации в системе;
  
• 
  унификацию процесса сбора информации;
  
• 
  сокращение доли ручного ввода информации;
  
• 
  рациональное размещение хранимой информации в системе;
  
• 
  высокую доступность к информации;
  
• 
  оптимизацию объема и сокращение дублирования информации в системе;
  
• 
  унификацию представления данных;
  
• 
  организацию, описание и ведение базы данных;
  
• 
  возможность поиска информации по запросам участников системы;
  
• 
  выдачу справок и отчетов;
  
• 
  ввод изменений и актуализацию информационной базы;
  
• 
  идентификацию входных и выходных документов;
  
• 
  фиксирование в журнале событий ввода исходных данных;
  
• 
  сохранность и защиту входной, выходной и хранимой информации.
  

5. 
   Длительность хранения данных с цикличным обновлением для оперативного доступа должна составлять не менее 1 года, устарев- шие данные должны переноситься в архив. Продолжительность хране- ния информации в архивах должна быть не менее 3 лет.
   

Должна быть предусмотрена возможность резервного копирования и восстановления текущих данных.

6. 
   Информационная безопасность должна обеспечиваться сред- ствами операционной системы, баз данных, сетевых экранов и антиви- русных программ.
   
7. 
   Системы сбора и хранения данных должны создаваться на основе серверных комплексов, систем хранения и резервного копи- рования/восстановления информации, промышленного сетевого обо- рудования.
   

1. Телемеханика

   1. 
      Система телемеханики является территориально распреде- ленной, входящей в состав АСДУ, и должна представлять собой иерар- хическую структуру, включающую:
      

• 
  нижний уровень – датчики дискретных сигналов, измерительные преобразователи и исполняющие механизмы (привод РПН, выходные реле, контакторы и др.);
  
• 
  средний уровень (далее – контролируемый пункт, или КП) – про- граммируемые микропроцессорные контроллеры, осуществляющие сбор и предварительную обработку первичной информации в реальном масштабе времени, а также управление оборудованием;
  
• 
  оборудование и каналы связи;
  

• 
  верхний уровень (далее – пункты управления, или ПУ) – сервера те- лемеханики и баз данных, выполняющих обработку информации в реаль- ном масштабе времени и формирование баз данных, а также сеть АРМ, обеспечивающих отображение информации и управление системой.
  

1. 
   Основными требованиями к построению системы телемеха- ники являются:
   

• 
  модульное построение технических и программных средств, при- кладного и технологического программного обеспечения;
  
• 
  открытость архитектуры комплекса технических средств и про- граммного обеспечения;
  
• 
  выполнение функций контроля и управления сетевым объектом.
  

1. 
   Сбор информации с объектов управления электрическими се- тями 0,4–10 кВ должен быть предусмотрен в следующем объеме:
   

• 
  телесигнализация положения основного коммутационного обору- дования 10 (6) кВ (выключатели нагрузки, вакуумные/элегазовые выклю- чатели, разъединители, заземляющие ножи);
  
• 
  аварийно-предупредительная сигнализация;
  
• 
  телесигнализация срабатывания систем пожарной и охранной сиг- нализации;
  
• 
  телесигнализация срабатывания УПН, положения ключа управле- ния в цепях дистанционно управляемых объектов, наличие/отсутствие напряжения на секциях 0,4 кВ;
  
• 
  телеизмерение токов, а по возможности активной и реактивной мощности линий электропередачи 10 (6) кВ;
  
• 
  телеизмерение токов, активной и реактивной мощности, напряже- ния блок-станций;
  
• 
  телеизмерение напряжений на шинах 10 (6) кВ (при возможности) и 0,4 кВ;
  
• 
  телеуправление вакуумными/элегазовыми выключателями, выклю- чателями нагрузки 10 (6) кВ.
  

1. 
   Сбор информации с объектов управления электрическими се- тями 0,4–10 кВ при необходимости может быть дополнен следующими сигналами:
   

• 
  телесигнализация положения выкатного элемента основного ком- мутационного оборудования 10 (6) кВ при его наличии;
  
• 
  телесигнализация положения вводных и секционных коммутацион- ных аппаратов на стороне 0,4 кВ;
  
• 
  телесигнализация положения коммутационных аппаратов отходя- щих линий электропередачи 0,4 кВ;
  
• 
  телеизмерение токов, а по возможности активной и реактивной мощности присоединений понижающих трансформаторов 10 (6)/0,4 кВ на стороне 10 (6) кВ;
  
• 
  телеуправление вводными и секционными коммутационными ап- паратами на стороне 0,4 кВ;
  

• 
  телеуправление коммутационными аппаратами отходящих линий электропередачи 0,4 кВ;
  
• 
  телеуправление блок-станциями.
  

1. 
   Телеуправление коммутационными аппаратами должно быть обеспечено в нормальном и аварийном (в том числе при полном обе- сточивании ТП, РП, КТП и др.) режимах.
   
2. 
   В качестве датчиков дискретных сигналов должны использо- ваться «сухие» контакты устройств РЗА, блок-контакты коммутационно- го оборудования, ключи управления, выходные контакты систем охран- ной и пожарной сигнализации. Для съема одного дискретного сигнала необходимо использовать два контакта (нормально открытый и нор- мально закрытый). Допускается использовать один контакт при отсут- ствии технической возможности организации второго контакта для су- ществующего оборудования, не предусматриваемого к замене в рамках реализуемого проекта.
   
3. 
   Для съема дискретных сигналов и выдачи команд телеуправ- ления допускается использовать микропроцессорные терминалы защит с организацией цифрового обмена данных со средним уровнем системы телемеханики на базе интерфейсов RS-232/485 или с использованием протоколов передачи данных МЭК 61850, технологий Ethernet.
   
4. 
   На каждом объекте автоматизации КП должен быть пред- ставлен контроллером, при необходимости с несколькими выносными модулями, которые взаимодействуют с датчиками и исполнительными устройствами.
   
5. 
   Оборудование КП на объекте автоматизации должно выпол- нять следующие функции:
   

• 
  прием и первичную обработку информации от датчиков и преобра- зователей с привязкой их к меткам реального времени с погрешностью не более 100 мс;
  
• 
  дешифрацию и выдачу управляющих (блокирующих) команд, фор- мируемых на верхнем уровне;
  
• 
  информационное взаимодействие с составными частями системы;
  
• 
  автодиагностику, обеспечивающую постоянный контроль работо- способности составных частей системы и линий связи с соответствую- щей светодиодной индикацией;
  
• 
  осуществление аппаратного перезапуска от сторожевого таймера при сбоях и зависаниях управляющих программ.
  

1. 
   Требования к входным/выходным модулям КП:
   

1. 
   входные модули КП должны быть рассчитаны на подключение следующих аналоговых сигналов:
   

• 
  унифицированные токовые сигналы постоянного тока 0–5 мА, 4–20 мА (с диагностикой обрыва);
  
• 
  унифицированные сигналы постоянного напряжения 0–5 В, 0–10 В,
  

+/-10 В;

• 
  сигналы с термоэлектрических преобразователей и термометров сопротивления при необходимости;
  
• 
  сигналы по цифровому интерфейсу.
  

Как правило, съем сигналов телеизмерения должен быть осущест- влен с использованием цифрового интерфейса. В исключительных случаях при отсутствии технической возможности допускается обеспе- чивать съем сигналов телеизмерения с помощью унифицированных аналоговых сигналов;

2. 
   в модулях ввода аналоговых сигналов КП должна быть обеспе- чена фильтрация (подавление) электромагнитных помех общего и нор- мального вида в соответствии с требованиями к общепромышленным средствам обработки информации, а также устойчивость к помехам им- пульсного типа амплитудой до 1,5 кВ (передний фронт длительностью 1,2 мкс, задний фронт – плавный спад до 0,75 кВ за 50 мкс);
   
3. 
   входные модули для приема токовых аналоговых сигналов должны обеспечивать фильтрацию помехи поперечного вида с уровнем 20 мВ;
   
4. 
   модули ввода телесигнализации должны обеспечивать ввод сигна- лов от датчиков типа «сухой» контакт. Каждый канал телесигнала дол- жен работать параллельно, независимо друг от друга. Питание цепей ТС обеспечивается напряжением постоянного тока уровнями 24 В, 48 В, 110 В, 230 В (предпочтение следует отдавать напряжению более высо- кого потенциала). Определение состояния телесигналов должно проис- ходить с защитой от «дребезга» контактов;
   
5. 
   каждый аналоговый и дискретный вход КП должен быть гальва- нически изолирован от всех других цепей КП. Гальваническая развяз- ка должна выдерживать синусоидальное напряжение с амплитудой до 100 В и импульсное напряжение длительностью до 50 мкс с ампли- тудой до 1500 В;
   
6. 
   модули выдачи сигналов телеуправления должны предусматри- вать устройства нормализации с цепями управления уровнем напряже- ния 230 В в точке сопряжения с контроллером телемеханики;
   
7. 
   для вывода из работы цепей выдачи команд телеуправления и це- пей формирования телесигнализации предусматриваются специальные ключи или отключающие устройства;
   
8. 
   максимальное значение напряжения помехи общего вида часто- той 50 Гц между измерительной цепью и заземлением устройства кон- троллера телемеханики может достигать 230 В.
   

1. 
   Должны быть обеспечены следующие требования к обработ- ке информации контроллером телемеханики уровня КП:
   

1. 
   для любого сигнала телеизмерения (независимо друг от друга) должна быть обеспечена настройка масштабирования информации и задания граничных значений (предупредительных и аварийных уста- вок). При выходе значения за ту или иную уставку должен быть автома- тически сформирован соответствующий сигнал;
   

2. 
   признак изменения параметра сигнала телеизмерения должен задаваться соответствующей уставкой. В случае если абсолютное зна- чение разности между текущей величиной телеизмерения и его преды- дущим переданным значением на верхний уровень больше или равно значению уставки, то результат телеизмерения считать изменившимся;
   
3. 
   контроллер телемеханики должен позволять индивидуально для каждого сигнала телеизмерения задавать значение уставок, в том числе удаленно по протоколу МЭК 60870-5-101 (104);
   
4. 
   определение состояний телесигналов должно происходить с за- щитой от дребезга, с задержкой не более 100 мсек. Достоверными сле- дует считать телесигналы, не изменяющиеся более 20 мсек. При нали- чии двух контактов (нормально открытый и нормально закрытый) одного сигнала необходимо программно обеспечивать контроль его достовер- ности;
   
5. 
   КП должен обеспечивать периодический опрос с настраиваемым пользователем периодом, а также передачу телеинформации по запросу.
   

12. 
    Информационный обмен между компонентами нижнего и среднего уровня системы необходимо обеспечивать на основе интер- фейсов RS-232/485, Ethernet. В качестве физической среды передачи данных на дальние расстояния или через места повышенного уровня электромагнитных помех следует использовать волоконно-оптические каналы, в остальных случаях допускается использовать медные кабели связи.
    
13. 
    Передача телеметрической информации между компонен- тами среднего и верхнего уровней должна выполняться по протоколу МЭК 60870-5-101 (104). Допускается использование других открытых протоколов с возможностью спорадической передачи данных при соот- ветствующем технико-экономическом обосновании.
    

Для реклоузеров (при отсутствии необходимости организации авто- матических переключений), в распределительной электрической сети 0,4–10 кВ при аварийных отключениях в ней или при реализации децен- трализованного подхода управления автоматическими переключения- ми допускается передача телеметрической информации по протоколу MODBUS RTU.

Время передачи транслируемой телеметрической информации не должно превышать 1 сек. с момента ее поступления в систему. В слу- чае применения систем связи без гарантированной доставки инфор- мационных пакетов (например, GPRS) необходимо предусматривать контроль подтверждения доставки информации. Время передачи ин- формации в этом случае не нормируется.

14. 
    Все контроллеры телемеханики должны иметь автономные часы. Вся собираемая информация должна иметь привязку к локаль- ному времени ее получения на контроллере телемеханики с погрешно- стью не более 100 мсек.
    

Автономные часы контроллера телемеханики должны быть синхро- низированы с единым временем с точностью, определяемой дисперсией передачи пакетов между источником и приемником времени, но не хуже 200 мсек. При отсутствии доступа к внешним источникам времени ав- тономными часами должна поддерживаться требуемая точность часов всех компонентов системы телемеханики в течение не менее 10 суток.

В качестве источника точного времени допускаются к использова- нию:

• 
  приемник GPS/ГЛОНАСС, подключенный на верхнем уровне ПУ;
  
• 
  приемник GPS/ГЛОНАСС, подключенный к одному или нескольким контроллерам телемеханики;
  
• 
  серверы времени в технологической сети;
  
• 
  службы времени радиовещания.
  

1. Программное обеспечение для автоматизации распределительных электрических сетей

   1. 
      Программное обеспечение для автоматизации распредели- тельных электрических сетей должно быть построено на модульном принципе с применением компонентов, использующих унифицирован- ные стандартизированные протоколы.
      
   2. 
      Для обеспечения автоматизации распределительных электри- ческих сетей программное обеспечение должно состоять из следующих подсистем (см. рисунок 6):
      
      • 
        подсистема диспетчерского управления и сбора данных (Supervisory Control and Data Acquisition, SCADA);
        
      • 
        подсистема управления распределительной электрической сетью (Distribution Management System, DMS);
        
      • 
        подсистема управления отключениями (Outage Management System, OMS);
        
      • 
        подсистема геоинформационной системы (Geographical Information System, GIS);
        
      • 
        подсистема планирования ресурсов предприятия (Enterprise Resource Planning, ERP).
        

Рисунок 6 – Архитектура построения программного обеспечения

3. 
   Подсистема диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) должна обеспечивать выполнение следующих задач:
   

1. 
   прием информации о контролируемых технологических параме- трах от контроллеров нижнего уровня и датчиков в режиме реального времени (на базе использования стандартных интерфейсов, в частности с применением технологии OPC);
   
2. 
   работа в едином времени;
   
3. 
   вторичная обработка принятой информации: масштабирование принятых величин (при необходимости), вычисление производных ха- рактеристик, верификация принятой информации;
   
4. 
   обеспечение возможности производства операций дистанционно- го управления и регулирования объектами автоматизации как по коман- де диспетчера, так и по командам, выработанным специализированны- ми программами (от подсистемы OMS, DMS);
   
5. 
   поддержка функций, обеспечивающих безопасное проведение ре- монтно-восстановительных работ;
   
6. 
   архивирование на указанную глубину и с заданной цикличностью набора оперативной информации, журналов аварийных событий, дей- ствий диспетчеров на указанную глубину и с заданной цикличностью;
   
7. 
   динамическая раскраска отображения групп электрической сети;
   
8. 
   графическое представление хода технологического процесса, а также принятой архивной информации в удобном для восприятия виде;
   
9. 
   управление диспетчерским щитом;
   

10. 
    оповещение обслуживающего персонала об обнаруженных ава- рийных событиях, связанных с контролируемым технологическим про- цессом, и состоянии программно-аппаратных средств;
    
11. 
    формирование набора отчетных документов на основе архивной информации;
    
12. 
    обмен информацией с автоматизированной системой управле- ния уровня областной энергосистемы, объединенной энергосистемы;
    
13. 
    непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами;
    
14. 
    обеспечение информацией АРМ, входящих в состав АСДУ в со- ответствии с 11.1.4.
    

1. 
   Подсистема управления распределительной электрической сетью (DMS) должна обеспечивать выполнение следующих задач:
   

1. 
   прогнозирование графиков электрической нагрузки: долгосрочное (на несколько лет, один год, квартал), краткосрочное (на неделю, на сутки);
   
2. 
   расчет установившихся режимов распределительных электриче- ских сетей на основе ее динамической модели с учетом прогнозируемых и фактических значений электрических нагрузок, формирование опти- мальных режимов работы электрической сети и выдача управляющих воздействий через подсистему SCADA или формирование предложений диспетчеру по оптимизации режима работы электрической сети (в под- системе должен быть обеспечен выбор режима ее функционирования – автоматический или автоматизированный);
   
3. 
   на основе расчетов установившихся режимов распределительных электрических сетей обеспечить:
   

• 
  обработку и верификацию контрольных замеров, осуществляемых подсистемами SCADA, АСКУЭ;
  
• 
  оптимизацию законов регулирования напряжения в центрах пита- ния, выбор ответвлений силовых трансформаторов, оптимизацию режи- мов работы конденсаторных батарей, накопителей энергии;
  
• 
  расчет оптимальных точек нормального токораздела электриче- ских сетей по критерию минимума потерь электроэнергии (мощности);
  
• 
  анализ загрузки силовых трансформаторов и выбор экономичного режима их работы (при наличии на ТП, КТП двух трансформаторов);
  
• 
  разработку и корректировку нормальной и ремонтной схем распре- делительных электрических сетей;
  
• 
  оценку режимных последствий ввода в работу новых объектов и подключение их к различным точкам существующей распределитель- ной электрической сети;
  

4. 
   расчет токов короткого замыкания в распределительной электри- ческой сети;
   
5. 
   расчет уставок РЗА, выбор плавких вставок в электрической сети 10 (6) кВ, 0,4 кВ, выбор защитных характеристик автоматических выклю- чателей 0,4 кВ;
   

6. 
   организацию симулятора для подготовки диспетчеров, тренировок по работе в экстренных ситуациях, не препятствующую работе основ- ных подсистем DMS, SCADA, OMS.
   

1. 
   Подсистема управления отключениями должна обеспечивать выполнение следующих задач:
   

1. 
   ведение электронных типовых бланков переключений;
   
2. 
   управление плановыми/внеплановыми отключениями на основа- нии электронных бланков переключений;
   
3. 
   определение места повреждения на основании данных от устройств ОМП, УПН, положений коммутационных аппаратов, данных от подсисте- мы АСКУЭ с указанием их пространственного положения с использова- нием подсистемы GIS;
   
4. 
   формирование и контроль последовательности выполнения ко- манд телеуправления при организации централизованного управления автоматическими переключениями в распределительных электрических сетях для локализации места повреждения и выбора оптимального ва- рианта восстановления электроснабжения неповрежденных участков электрической сети по заданному набору критериев (обеспечение тре- буемого уровня напряжения, снижение потерь мощности);
   
5. 
   определение и анализ показателей непрерывности электроснаб- жения (согласно разделу 10);
   
6. 
   управление оперативно-выездной бригадой при плановых/внепла- новых/аварийных переключениях посредством использования перенос- ных АРМ c архивированием каждого переключения и автоматического отражения его в подсистемах SCADA, DMS;
   
7. 
   оповещение потребителей о плановых/внеплановых/аварийных отключениях посредством автоматических рассылок SMS-сообщений и/или использования телефонного автоинформатора.
   

1. 
   Подсистема планирования ресурсов предприятия должна обе- спечивать выполнение следующих задач:
   

1. 
   учет и анализ технического состояния оборудования с формирова- нием планов-графиков профилактических испытаний. Анализ состояния оборудования должен производиться на основании обработки данных, полученных как непосредственно с установленных датчиков оборудова- ния (например, газоанализатор в баке масляного трансформатора), так и по косвенным параметрам электрической сети (например, коммутаци- онный ресурс выключателя по количеству циклов отключений и значени- ям коммутируемого тока в них, перегрузочная способность трансформа- тора по фактическим нагрузкам в течение эксплуатации);
   
2. 
   формирование планов-графиков капитальных ремонтов и техни- ческого обслуживания;
   
3. 
   ведение электронных протоколов испытаний и измерений, листков осмотра, журналов дефектов, отчетов бригад, актов приемки выполнен- ных работ, актов на списание оборудования и материалов;
   

4. 
   управление персоналом предприятия РЭС;
   
5. 
   управление ресурсами предприятия РЭС за счет интеграции ин- формационного пространства базы данных паспортизации оборудова- ния с базой данных автоматизированного бухгалтерского учета.
   

1. 
   Для решения перечисленных задач необходимо исходить из принципа минимизации числа используемых приложений. При вы- боре решения для автоматизации каждого нового процесса в первую очередь должна рассматриваться возможность автоматизации в рамках существующих приложений.
   
2. 
   Программное обеспечение должно удовлетворять следующим требованиям:
   

• 
  предоставлять пользователям удобный и единообразный графи- ческий интерфейс ко всем реализованным функциям;
  
• 
  тексты и термины интерфейсов должны быть максимально прибли- жены к предметной области;
  
• 
  предоставлять полную и развернутую документацию для пользо- вателей разных уровней с наличием интерактивных обучающих средств и материалов для облегчения освоения системы.
  

1. 
   Все применяемое программное обеспечение (ПО) должно со- ответствовать современному мировому уровню, системное ПО должно быть лицензионным, прикладное ПО должно быть сертифицировано.
   

1. Автоматизированная система контроля и учета энергии (АСКУЭ)

   1. 
      Организация учета электроэнергии должна осуществлять- ся в соответствии с требованиями нормативных правовых актов, на- стоящего технического кодекса, а также других ТНПА в части, которая не противоречит настоящему техническому кодексу.
      
   2. 
      АСКУЭ должна представлять собой территориально распре- деленную систему, состоящую из следующих уровней:
      

• 
  нижний уровень – измерительные трансформаторы тока и напря- жения, их вторичные измерительные цепи, электронные счетчики элек- троэнергии (СЭ), образующие в совокупности цифровой измерительный комплекс (ЦИК);
  
• 
  средний уровень – УСПД и каналы связи с верхним уровнем. Вы- полняет функции сбора, обработки, хранения и передачи информации по данной электроустановке либо группе электроустановок;
  
• 
  верхний уровень – программно-технические средства, предназна- ченные для сбора, хранения, отображения, документирования и обра- ботки данных в АСКУЭ объектов и субъектов учета.
  

3. 
   ЦСОД АСКУЭ должен обеспечивать обмен информацией со смежными подсистемами, функционирующими на базе ДП РЭС, ФЭС по технологической сети.
   

4. 
   Периодичность сбора данных учета с нижнего уровня на верх- ний должна соответствовать требованиям ЭСО и других заинтересован- ных сторон.
   
5. 
   Среднее время восстановления АСКУЭ при одиночном отказе должно составлять, как правило:
   

• 
  не более 8 ч – на обслуживаемом объекте;
  
• 
  не более 24 ч – на необслуживаемом объекте.
  

Допускается увеличение времени восстановления отдельных компо- нентов системы, но не более чем на три рабочих дня на необслуживае- мых объектах.

6. 
   На границах раздела балансовой принадлежности электриче- ских сетей должен быть организован расчетный учет электроэнергии.
   

Если граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей проходит по промежуточной точке ЛЭП, то расчетный учет элек- троэнергии следует организовать:

• 
  для ЛЭП 10 (6) кВ – с применением реклоузеров, пунктов коммер- ческого учета (ПКУ);
  
• 
  для ЛЭП 0,4 кВ – с применением ЩУЭ.
  

Допускается организовывать расчетный учет на ЛЭП 10 (6) кВ без от- ветвлений на ближайших РП 10 (6) кВ, ТП 10 (6) кВ с применением СЭ с функциями расчета технологического расхода электроэнергии на ее передачу в элементах электрической сети.

7. 
   На объектах малой генерации или электростанциях с выдачей электроэнергии в электрическую сеть должен быть организован расчет- ный учет электроэнергии.
   
8. 
   На РП 10 (6) кВ, ТП 10 (6) кВ должны быть организованы точки учета электроэнергии на следующих присоединениях:
   

• 
  на вводах силовых трансформаторов со стороны низшего напря- жения;
  
• 
  на отходящих линиях электропередачи 0,4 кВ, включая линии ос- вещения;
  
• 
  на отходящих линиях электропередачи 10 (6) кВ, если хотя бы одна из них питает потребителя (потребителей) или является линией связи с объектами электрических сетей смежных ФЭС, других субъектов хо- зяйствования или соседних государств.
  

9. 
   При наличии на РП 10 (6) кВ, ТП 10 (6) кВ пяти и менее рас- четных точек допускается подключение счетчиков электроэнергии не- посредственно к каналообразующей аппаратуре, исключая из среднего уровня УСПД.
   
10. 
    Измерительные трансформаторы тока и напряжения, элек- тронные СЭ должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений Республики Беларусь.
    

11. 
    Все составляющие компоненты АСКУЭ должны быть защи- щены от несанкционированного доступа как в аппаратной, так и в про- граммно-информационной части обеспечения.
    
12. 
    Синхронизация времени АСКУЭ ПС 10 (6) кВ должна осу- ществляться с верхнего уровня.
    
13. 
    Данные измерений АСКУЭ могут быть использованы в каче- стве телеизмерений в других системах автоматизации (телемеханиза- ция) распределительных электрических сетей.