Приложение к свидетельству № 48660
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 19
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компа-
ния» ПС № 845 220/10 кВ «Матвеевская» («Давыдковская»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10
кВ «Матвеевская» («Давыдковская») (далее — АИИС КУЭ «Матвеевская») предназначена для
измеренияактивнойиреактивнойэлектроэнергии,обеспеченияэффективного
автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии, осуществления сбора,
обработки, хранения и отображения информациипараметровэлектропотребления,
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 средства измерений
АИИС КУЭ «Матвеевская» является трехуровневой системой с распределенной функ-
цией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных.
АИИС КУЭ «Матвеевская» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), выполняющие функ-
ции 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 «Матвеевская», выполняющий функции консолидации информации по данной
электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325
производства ООО «Эльстер-Метроника», источник бесперебойного питания, а так же комму-
никационное оборудование и каналы связи для организации информационного обмена между
уровнями системы. Непосредственно на ПС «Матвеевская» установлены технические средства
уровней ИИК, ИВКЭ.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Матвеев-
ская», 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
измеренияивсемифункциональнымиузламисчетчикаосуществляется
высокопроизводительным микроконтроллером (МК), которыйреализует 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.
Измерительнаячастьсчетчиковвыполненанаосновемногоканального,
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.
лист № 2
всего листов 19
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.
Вычислениевеличинпотребленияэлектроэнергиисучетомкоэффициентов
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 «Матвеевская» 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 «Матвеевская» 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 про-
цессы 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 от-
ношений;
лист № 3
всего листов 19
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне;
-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Матвеевская».
Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирова-
ния
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 измере-
ний № 44595-10).
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки
данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объ-
единения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого
учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
лист № 4
всего листов 19
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 шифро-
вания пароля счетчиков, библиотека сообщении планировщика опросов.
Предусмотрены меры защиты ПО от преднамеренного и непреднамеренного измене-
ния:
- пользователь не имеет возможность обновления или загрузки новых версий ПО без
фиксации в журнале событий;
- без нарушения целостности конструкции и заводских пломб невозможно удаление за-
поминающего устройства, или его замена другим устройством;
- в процессе работы невозможно ввести данные измерений, полученные вне измери-
тельных компонентов системы;
- обеспечена защита программного обеспечения и измерительной информации пароля-
ми в соответствии с правами доступа
Защита программы от непреднамеренных воздействий обеспечивается функциями ре-
зервного копирования.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, 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
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические харак-
теристики (МХ) АИИС КУЭ «Матвеевская» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.
Наименование ПО
amrserver.exe
версия 12
MD5
amrc.exe
версия 12
MD5
amra.exe
версия 12
MD5
cdbora2.dll
версия 12
MD5
cncryptdll.dll
версия 12
MD5
alphamess.dll
версия 12
MD5
вычисления
цифрового
идентифика-
Номер версии Цифровой иденти-
Алгоритм
Идентификационное (идентифика- фикатор ПО (кон-
наименование ПОционный но-трольная сумма
мер) ПОисполняемого кода)
тора ПО
24dc80532f6d9391
dc47f5dd7a a5df37
783elab6f99a5a7ce
4c6639bf7 ea7d35
3408aba7e4f90b8a
e22e26cdlb360e98
Программа — плани-
ровщик опроса и пере-
дачи данных
Драйвер ручного опроса
счетчиков и УСПД
Драйвер
автоматического опроса
счетчиков и УСПД
Драйвер работы с БД
Библиотека шифрования
пароля счетчиков
Библиотека сообщении
планировщика опросов
0ad7e99fa26724e6
5102e215750c655a
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8 d0572c
b8с331аbb5е34444
170eee9317635cd
лист № 5
всего листов 19
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2
Параметр
Значение
Пределы допускаемых значений относительной
погрешности измерения электроэнергии
Значения пределов допускаемых
погрешностей приведены в
таблице 3.
103
30
±5
Количество точек учета, шт.
Интервал измерений, минут
Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не
более, секунд в сутки
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
Частота, Гц
220±22
50±1
0,5
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой,
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
25-100
0,25
0,4; 10; 220
0.2; 0,3; 0,6; 1,2; 1,5; 3,0
100; 380
1, 5
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Температурный диапазон окружающей среды:
- счетчиков электроэнергии, °С
- трансформаторов тока и напряжения, °С
от 10 до 40
от 10 до 40
от 15 до 30
- компьютерное оборудование ИВК и АРМ, °С
Габаритные размеры:
-шкаф УССВ, мм, не более;
-шкаф УСПД, мм, не более;
-счетчик электроэнергии, мм, не более.
400
´
330
´
250
600
´
1060
´
2050
330
´
170
´
80,2
Масса:
-шкаф УССВ, кг, не более;
-шкаф УСПД, кг, не более;
-счетчик электроэнергии, кг, не более.
Средний срок службы системы, не менее, лет
7,5
250
1,6
10
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ «Матвеевская» с указа-
нием наименований точек учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в со-
став ИК, коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, номеров регист-
рации средств измерений в Государственном реестре средств измерений, представлен в таблице
3.
лист № 6
всего листов 19
Вид электроэнергии,
Актив/Реактив
Погрешность в
рабочих условиях, %
Таблица 3
Метрологические
характеристики ИК
№Наименование
ИК объекта учета
Состав 1-го и 2-го уровней
измерительных каналов
ТТТН СчетчикУСПД
электроэн
ергии
Основная
погрешность, %
AMT 245/1
STE 1/245
СЭТ-
4ТМ.03
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
AMT 245/1
STE 1/245
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
AMT 245/1
STE 1/245
СЭТ-
4ТМ.03
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
AMT 245/1
STE 1/245
СЭТ-
4ТМ.03
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
AMT 245/1
STE 1/245
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
AMT 245/1
STE 1/245
1200/1
0,2S
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
0,2S/0,5
КВЛ 220 кВ,
Очаково-
1Матвеевская 1
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
КВЛ 220 кВ,
Очаково-
2Матвеевская 2
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03M.1
6
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
0,2S/0,5
36697-08
КВЛ 220 кВ,
Матвеевская-
3Пресня 1
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
0,2S/0,5
27524-04
КВЛ 220 кВ,
Матвеевская-
4Пресня 2
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
5КЛ 220 кВ, T-1
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
6КЛ 220 кВ, T-2
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
37101-08
33111-06
27524-04
лист № 7
всего листов 19
AMT 245/1
STE 1/245
1200/1
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
AMT 245/1
STE 1/245
1200/1
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
600/5
0,2S
0,2S/0,5
25433-06
16687-02
27524-04
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
600/5
0,2S
0,2S/0,5
25433-06
16687-02
27524-04
ТЛО-10
600/5
0,2S
0,2S/0,5
25433-06
16687-02
27524-04
ТЛО-10
600/5
0,2S
0,5
0,2S/0,5
25433-06
16687-02
27524-04
ТЛО-10
0,2S/0,5
7КЛ 220 кВ, T-3
СЭТ-
4ТМ.03M.16
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
8ШСЭВ 220 кВ
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М.16
А
±
0,5
±
2,0
Р
±
0,8
±
2,9
0,2S
37101-08
КРУ-10 кВ, фидер
915163α , яч. №101
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
220 000/ √3/
100/ √3
0,2
33111-06
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, СВВ 1-
102 с., яч. 102
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
1500/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
1110 кВ, яч. №103
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
1210 кВ, яч. №104
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
КРУ-10 кВ, линия
1310 кВ, яч. №105
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
КРУ-10 кВ, фидер
1427039, яч. №106
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
КРУ-10 кВ, фидер
1515163β, яч. №107
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
КРУ-10 кВ, линия
1610 кВ, яч. №108
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
16687-02
27524-04
лист № 8
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
trial-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
600/5
0,2S
25433-06
0,2S/0,5
27524-04
КРУ-10 кВ, линия
1710 кВ, яч. №109
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 1
18сек. от T-1, яч. 111
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, линия
1910 кВ, яч. №112
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
2010 кВ, яч. №113
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
2110 кВ, яч. №114
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
2221107, яч. №115
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
231, яч. 116
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
242, яч. 202
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
2526149, яч. №203
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
2610 кВ, яч. №204
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
2710 кВ, яч. №205
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
лист № 9
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
300/5
0,2S
25433-06
16687-02
36697-08
КРУ-10 кВ, фидер
2815133α, яч. №206
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
2910 кВ, яч. №208
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
3010 кВ, яч. №210
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
3110 кВ, яч. №211
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
3210 кВ, яч. №212
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
3327010, яч. №213
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
3410 кВ, яч. №214
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 2
35сек. от T-2, яч. 216
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, фидер
3615133β, яч. №217
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
3710 кВ, яч. №218
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
383, яч. 301
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 10
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
600/5
0,2S
25433-06
trial-02
27524-04
КРУ-10 кВ, ТСН-3 ,
39яч. №302
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4010 кВ, яч. №303
0,2S/0,6
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4110 кВ, яч. №304
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4210 кВ, яч. №305
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4310 кВ, яч. №306
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4410 кВ, яч. №308
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, СВВ3-2
45с.ш., яч. 309
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
1500/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4610 кВ, яч. №310
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4710 кВ, яч. №311
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4810 кВ, яч. №312
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
4910 кВ, яч. №313
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 11
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
600/5
0,2S
25433-06
16687-02
27524-04
КРУ-10 кВ, линия
5010 кВ, яч. №314
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 3
51сек. от T-3, яч. 316
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, линия
5210 кВ, яч. №317
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
5318121, яч. №318
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
5410 кВ, яч. №401
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, СВВ 4-
555 с., яч. 402
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
1500/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
5610 кВ, яч. №403
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
5710 кВ, яч. №404
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
5821039, яч. №405
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
5910 кВ, яч. №406
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
6026150, яч. №407
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 12
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
600/5
0,2S
25433-06
16687-02
27524-04
КРУ-10 кВ, линия
6110 кВ, яч. № 408
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
6210 кВ, яч. № 409
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 4
63сек. от T-1, яч.№411
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, фидер
6427009, яч. №412
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
6510 кВ, яч. №413
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
6621110, яч. №414
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
6710 кВ, яч. №415
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5 trial-
02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
684, яч. 416
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТСН-4,
69яч. №417
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
705, яч. 502
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
7110 кВ, яч. №503
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 13
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
600/5
0,2S
25433-06
16687-02
27524-04
КРУ-10 кВ, линия
7210 кВ, яч. №504
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
7310 кВ, яч. №505
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
7410 кВ, яч. №506
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
7527036, яч. №508
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
7614175, яч. №509
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
7727040, яч. №510
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
7826059, яч. №512
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
7914050, яч. №513
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
8010 кВ, яч. №514
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 5
81сек. от T-2,яч. №516
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, фидер
8211056, яч. №517
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 14
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
0,5
0,2S/0,5
1500/5
0,2S
25433-06
16687-02
36697-08
КРУ-10 кВ, линия
8310 кВ, яч. №518
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ТДГР-
846, яч. 601
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
300/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
8510 кВ, яч. №602
0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
8626143 α+β, яч. №603
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
8710 кВ, яч. №604
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
8812128, яч. №605
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
8926165, яч. №606
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, фидер
9026143∆+g, яч. №608
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
9110 кВ, яч. №609
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
9210 кВ, яч. №610
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, СВВ 6-
935 с., яч. 611
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
лист № 15
всего листов 19
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛП-10-1
ТЛО-10
RTU-325,
№ Гос-
реестра
37288-08
ТНШЛ-0,66
Прямое
включение
ТНШЛ-0,66
Прямое
включение
ТНШЛ-0,66
Прямое
включение
Т-0,66
Прямое
включение
Т-0,66
Прямое
включение
0,2S/0,5
200/5
0,5
22656-02
27524-04
КРУ-10 кВ, линия
9410 кВ, яч. №612
СЭТ-
4ТМ.03
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
9510 кВ, яч. №613
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, линия
9610 кВ, яч. №614
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
КРУ-10 кВ, ввод 6
97сек. от T-3,яч. №616
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
3000/5
0,2S
30709-05
КРУ-10 кВ, линия
9810 кВ, яч. №617
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03
А
±
0,8
±
2,3
Р
±
1,0
±
3,1
600/5
0,2S
25433-06
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
НАМИТ-10-1
УХЛ2
10000/√3/100/√3
0,5
16687-02
ввод 0,4 кВ от ТСН
99№4
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03.08
А
±
0,8
±
5,3
Р
±
1,1
±
5,7
1500/5
0,5
1673-03
ввод 0,4 кВ от ТСН
100№7
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03.08
А
±
0,8
±
5,3
Р
±
1,1
±
5,7
1500/5
0,5
1673-03
ввод 0,4 кВ от ТСН
101№3
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03.08
А
±
0,8
±
5,3
Р
±
1,1
±
5,7
1500/5
0,5
1673-03
102ПН-1
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03.08
А
±
0,8
±
5,3
Р
±
1,1
±
5,7
200/5
0,5
22656-02
103ПН-2
0,2S/0,5
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03.08
А
±
0,8
±
5,3
Р
±
1,1
±
5,7
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 минут).
лист № 16
всего листов 19
2. Вкачествехарактеристик относительной погрешности указаныграницыинтервала, соответ-
ствующие вероятности 0,95.
3. НормальныеусловияэксплуатациикомпонентовАИИСКУЭ «Матвеевская»:
-
напряжение питающей сети: напряжение (0,98-1,02)∙Uном, ток (1-1,2)∙Iном, cos
j
=0,9
инд;
-
температураокружающейсреды(20±5) ˚С.
4. РабочиеусловияэксплуатациикомпонентовАИИСКУЭ «Матвеевская»:
-
напряжениепитающейсети(0,9-1,1)∙Uном,силатока(0,01-1,2)∙Iном,
0,5 инд. ≤ cos
j
≤0,8 емк.;
-
температура окружающей среды: от 10 ˚С до 40 ˚С (для компьютерного оборудования от
15 до30 ˚С);
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики
электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по
ГОСТР52425 врежимеизмеренияреактивнойэлектроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на анало-
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем уперечис-
ленных в Таблице 2. Допускается замена других компонентов системы на однотипные ,
имеющие технические характеристик не хуже приписанных компонентам системы и совмес-
тимых для работы с другими компонентами системы. Замена оформляется актом в установ-
ленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС
КУЭ «Матвеевская» какегонеотъемлемаячасть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Матвеевская» 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- среднеевремянаработкинаотказнеменее 100000 часов;
-
УССВ среднеевремянаработкинаотказнеменее44000 часов;
-
GSM модемсреднеевремянаработкинаотказнеменее 2198760 часов.
ЗащитатехническихипрограммныхсредствАИИСКУЭ«Матвеевская»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 па-
ролейнасчетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
-
организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию
пользователейиэксплуатационногоперсонала;
Наличиефиксациивжурналесобытийсчетчикасобытий:
-
фактовпараметрированиясчетчика;
-
фактовпропаданиянапряжения;
-
фактовкоррекциивремени.
Возможностькоррекциивременив:
-
счетчиках (функцияавтоматизирована);
-
УСПД, сервере (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
лист № 17
всего листов 19
-
счетчикиэлектроэнергии – не менее35 суток покаждомуканалуизмеренной энергии, до
5 летприотключениипитания, притемпературе25 °С;
-
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -
неменее3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится сверху справа на титульные листы эксплуатационной
документации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Наименование
1 Комплект оборудования уровня ИИК
2 Шкаф устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325
3 Шкаф УССВ
4 Шкаф серверный
5 Автоматизированное рабочее место (АРМ)
6 Методика поверки
7 Паспорт-формуляр
8 Программное обеспечение, на компакт-диске
Кол. (комплект)
1
1
1
1
1
1 экз.
1 экз.
1
Поверка
осуществляется по документу МП 51682-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Объединенная энергетическая ком-
пания» ПС № 845 220/10 кВ «Матвеевская» («Давыдковская»). Методика поверки», утвержден-
ному 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 НАМИТ-10-1 УХЛ2
по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками соответственно 4 года (STE1/245) и 8 лет
(НАМИТ-10-1 УХЛ2);
- измерительных трансформаторов тока типа AMT 245/1, ТЛП-10-1, ТЛО-10, ТНШЛ-
0,66, Т-0,66 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (ТНШЛ-
0,66, AMT 245/1) и 4 года (ТЛП-10-1, ТЛО-10, Т-0,66);
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-
4ТМ.03.08 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, изложенной в приложении к руково-
дству 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 при-
ложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, с интервалами между поверка-
ми 12 лет;
- устройства сбора и передачи данных RTU – 325 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.03.08
в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 в со-
ответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
- устройства сбора и передачи данных RTU – 325 в соответствии с документом «Уст-
ройствасбораипередачиданныхRTU-325иRTU-325L
.
Методикаповерки
.
ДЯИМ.466.453.005МП»;
лист № 18
всего листов 19
- 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 методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10кВ
«Матвеевская» («Давыдковская»)»
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845
220/10кВ «Матвеевская» («Давыдковская»)
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные 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».
ГOCT 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные 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».
Инструкцияпоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная
энергетическая компания» ПС № 845 220/10кВ «Матвеевская» («Давыдковская»).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая компания"
Юридический адрес: 101000, г. Москва. Кривоколенный пер., д. 10, стр. 4.
Почтовый адрес: 101000, г. Москва. Кривоколенный пер., д. 10, стр. 4.
Тел.: (495) 657-91-01, Факс: (495) 623-04-18
E-mail:
лист № 19
всего листов 19
Заявитель
ОАО «Мосэнергосбыт» филиал «Мосэнергосбыт-технический центр»
Юридический адрес: 117312, г.Москва, ул. Вавилова, д. 9.
Почтовый адрес г. Москва, ул. Серпуховский вал, д. 7, стр. 3.
Тел./факс: (495) 775-46-84
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное уч-
реждение "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Нижегородской области" (ГЦИ СИ ФБУ "Нижегородский ЦСМ")
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1.
Тел./факс (831) 428-78-78, (831) 428-57-95.
E-mail:
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний
средств измерений № 30011-08 от 15.08.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ. В. Булыгин
М.П.« ____ » ______________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
