Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" Нет данных, ГРСИ 52637-13
Номер госреестра:
52637-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Экситон", г.Нижний Новгород
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49770
об утверждении типа средств измерений всего
Лист № 1
листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» (далее - АИИС КУЭ), пред-
назначена для измерения активной и реактивной энергии, выработанной и переданной в
транспортные сети на Саранской ТЭЦ-2 Мордовского филиала ОАО «ТГК-6», а также для ав-
томатизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной инфор-
мации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую информационно-измерительную сис-
тему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измеритель-
ные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит
из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (далее – ТТ), трансформаторов
напряжения (далее – ТН), счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных элек-
трических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее-
ИВКЭ), в который входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, обеспечи-
вающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (канало-
образующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (далее – ПО), каналообразующую
аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разгра-
ничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотреб-
ления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета,
группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая при-ем
и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени
по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД
может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,
регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспо-
собности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по за-
просу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходят сле-
дующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных транс-
форматоров поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения
входных сигналов в цифровой код.
Лист № 2
всего листов 15
Счетчики типа ЕвроАЛЬФА и СЭТ-4ТМ.03М производят измерения мгновенных и дейст-
вующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают актив-
ную мощность (Р=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчиты-
вается в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности рассчиты-
ваются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По
запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в устройство
сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической
энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информа-
ция поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации
при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется
техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем
доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой ве-
личине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность.
Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства син-
хронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД
(RTU-327).
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений
(корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и
учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и
параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды операто-ра
и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ соответствуют кри-
териям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет
рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные
измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного
времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор ре-
зультатов и построение графиков получасовых нагрузок,
необходимых для организации ра-
ционального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений
АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и
тока, счетчиков электроэнергии
и УСПД соот-
ветствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина
хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и па-
раметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД
после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами
измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства
связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (пер-
сональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполня-
ют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических
компонентов.
3.32.0.0
3.32.0.0
2.0.0.0
ПО «Аль-
фаЦЕНТР»
AC_RTU
MD5
Наимено-
вание про-
граммного
обеспече-
ния
Номер вер-
сии про-
граммного
обеспече-
ния
Лист № 3
всего листов 15
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объ-
единяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения техниче-
ских и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчи-
ков электрической энергии.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, при-
ведены в таблице 1.
Таблица 1
–
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Алгоритм
вычисле-
Цифровой иден-ния циф-
Наименование программноготификатор про- рового
модуля (идентификационное граммного обеспе- иденти-
наименование программного чения (контроль-фикатора
обеспечения)ная сумма испол-про-
няемого кода) граммно-
го обес-
печения
Программа –планировщик оп-
роса и передачи данных
(стандартный каталог для всех
модулей
C:\alphacenter\exe)
Amrserver.exe
3.32.0.0
94b754e7dd0a5765
5c4f6b8252afd7a6
8278b954b23e7364
6072317ffd09baab
b7dc2f29537555357
8237ffc2676b153
3.31.0.0
5e9a48ed75a27d10c
135a87e77051806
0939ce05295fbcbbb
a400eeae8d0572c
Драйвер ручного опроса счет-
чиков и УСПД
Amrс.exe
Драйвер автоматического опро-
са счетчиков и УСПД
Amra.exe
Драйвер работы с БД
Cdbora2.dll
Библиотека шифрования пароля
счетчиков
encryptdll.dll
Библиотека сообщений плани-
ровщика опросов
alphamess.dll
b8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соот-
ветствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
всего листов 15
от +10 до +35
от -40 до +70
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики
параметр
значение
Пределы допускаемых значений относительной погрешно-
сти АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.
Значения пределов допускаемых
погрешностей приведены
в таблице 3
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
1
0,5
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключае-
мой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичное номинальное напряжение, кВ
Первичный номинальный ток, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек измерения, шт.
Интервал задания границ тарифных зон, мин
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с
Средний срок службы системы, лет
25-100
0,25
110; 35; 10; 6
8; 4; 2; 1,5; 1; 0,75; 0,6;
100
5
49
30
±
5
15
Пределы допускаемых относительных
погрешностей измерения
активной
и
реактивной элек-
троэнергии, не зависят от
способов передачи измерительной информации и способов организации
измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и
измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S; 0,5; 0,5S).
±
d
Wp1(2) %
, [ %]
I
1(2) %
£
I
изм
≤I
5 %
±
d
Wp5 %
, [ %]
I
5 %
<I
изм
≤I
20 %
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной элек-
трической энергии для рабочих условий эксплуатации, %.
№ ИКcos φ
±
d
Wp20 %
, [ %]
I
20 %
<I
изм
≤ I
100
±
d
Wp100 %
, [ %]
I
100 %
<I
изм
≤ I
120
-
-
-
-
-
-
± 2,2
± 3,3
± 5,6
± 2,2
± 3,3
± 5,7
%
± 1,6
± 2,1
± 3,1
± 1,7
± 2,2
± 3,3
%
± 1,5
± 1,8
± 2,4
± 1,6
± 2,0
± 2,7
2, 4, 6, 9, 1
11, 12, 14, 0,8
16
0,5
1, 3, 5, 7, 8, 1
10, 13, 15,0,8
17 - 35,
0,5
37 - 43,
45 - 48
1
36, 440,8
0,5
1
49 0,8
0,5
± 2,4
± 3,3
± 5,7
± 1,9
± 2,2
± 2,9
± 1,7
± 2,4
± 3,4
± 1,5
± 2,0
± 2,4
± 1,6
± 2,0
± 2,7
± 1,5
± 1,8
± 2,1
± 1,6
± 2,0
± 2,7
± 1,5
± 1,8
± 2,1
№ ИК
sin φ
36, 44
49
Лист № 5
trial листов 15
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной
электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %
0,6
±
d
W
Q
2 %
, [ %]
I
2 %
£
I
изм
<I
5 %
-
±
d
W
Q
5 %
, [ %]
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
± 5,1
±
d
W
Q
20 %
, [ %]
I
20 %
£
I
изм
≤ I
100 %
± 2,9
±
d
W
Q
100 %
, [ %]
I
100 %
£
I
изм
≤ I
120 %
± 2,3
0,87
-
± 3,5
± 2,2
± 2,0
0,6
-
± 5,2
± 3,0
± 2,5
2, 4, 6, 9,
11, 12, 14,
16
1, 3, 5, 7, 8,
10, 13, 15,
17 - 35, 37 -
43, 45 - 48
0,87
-
± 3,5
± 2,3
± 2,1
0,6
± 6,6
± 3,8
± 2,6
± 2,5
0,87
± 4,6
± 2,9
± 2,1
± 2,1
0,6
-
± 3,8
± 3,5
± 3,5
0,87
-
± 3,3
± 3,3
± 3,3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощ-
ности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения получасовой
мощности, на которых не производится корректировка часов (
d
р
), рассчитываются по сле-
дующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о
средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импуль-
сах):
÷
ø
ö
ç
ç
è
×
ср
e
PT
KK
d
P(Q)
= ± d
2
W
+
æ
1000
100%
÷
2
, где
d
P(Q)
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получа-
совой мощности и энергии, %;
d
W
-пределы допускаемой относительной погрешности ИК из табл. 3 при измере-
нии электроэнергии, %;
К –
масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации транс-
форматоров тока и напряжения;
K
e – внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выражен-
ному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения мощности, на
которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%, где
D
t
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в се-
кундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Лист № 6
всего листов 15
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» типографским способом.
Комплектность средства измерений
№
ИК
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 - Комплект поставки АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6»
Наименование
объекта учета (по
документации
энергообъекта)
Средство измерений
Наименование средств измерений
Обозначение, тип, метрологические характеристики,
заводской №, № Госреестра
ОРУ-110 кВ
1яч. 2 МВ «Юго-
Западная-1»
ТТ
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2160135
В № 2160152
С № 2160125
№ ГР 3190-72
счетчикУСПД
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080743
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
2яч. 4 МВ «Юго-
Западная-2»
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2189150
В № 2189160
С № 2189180
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080745
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110кВ
3яч. 6 МВ «Све-
тотехника-1»
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2001140
В № 2001120
С № 2001150
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080740
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
4яч. 8 МВ «Све-
тотехника-2»
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 1895150
В № 1895160
С № 1895170
№ ГР 3190-72
ТН
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080746
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
ОРУ-110 кВ
5яч. 10 МВ
«Центролит-1»
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 1999120
В № 1999180
С № 1999160
№ ГР 3190-72
Лист № 7
всего листов 15
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080733
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
6яч. 11 МВ
«Центролит-2»
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 1694180
В № 1694181
С № 1694182
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080739
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
7яч. 7 МВ ОСШ
ОМВ
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 2516120
В № 2516180
С № 2516140
№ ГР 3190-72
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080736
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
яч. 17 МВ Вос-
8 точная I цепь
(ВЛ 110 кВ Во-
сточная 1)
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 1906125
В № 1906160
С № 1906145
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080732
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ОРУ-110 кВ
яч. 16 МВ Вос-
9 точная II (ВЛ
110 кВ Восточ-
ная 2)
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2052130
В № 2052160
С № 2052140
№ ГР 3190-72
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080742
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
10
ОРУ-110 кВ
яч. 13 МВ Вос-
точная с отпай-
кой на ПС Ре-
зинотехника
(ВЛ 110 кВ Ре-
зинотехника 1)
11
ОРУ-110 кВ
яч. 14 МВ Вос-
точная с отпай-
ками (ВЛ 110
кВ Резинотех-
ника 2)
12
ОРУ-110 кВ
яч. 15 ШСМВ
13
ОРУ-110 кВ
яч. 1 МВ
Трансформатор
1Т
14
ОРУ-110 кВ
яч. 3 МВ
Трансформатор
2Т
15
ОРУ-110 кВ
яч. 9 МВ
Трансформатор
3Т
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 1697180
В № 1697183
С № 1697160
№ ГР 3190-72
Лист № 8
всего листов 15
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080748
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 1000/5
кл. т. 0,5
А № 1695155
В № 1695152
С № 1695130
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080747
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 2000150
В № 2000160
С № 2000180
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080738
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2188152
В № 2188132
С № 2188155
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080750
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 2187145
В № 2187147
С № 2187150
№ ГР 3190-72
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080737
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 1843150
В № 1843140
С № 1843130
№ ГР 3190-72
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3Кл.
т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
EA05RАL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080749
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
16
ОРУ-110 кВ
яч. 12 МВ
Трансформатор
4Т
17
ОРУ-110 кВ
яч. 18 МВ
Трансформатор
5Т
18
ОРУ-35 кВ
яч. 1 Централь-
ная котельная
19
ОРУ-35 кВ
яч. 3 «Лямбирь»
20
ОРУ-35 кВ
яч. 7 «Атемар»
21
ОРУ-35 кВ
яч. 5 «Ромодано-
во»
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
ТВ-110/50
I1/I2 = 1000/5
кл. т. 0,5
А № 2161160
В № 2161150
С № 2161170
№ ГР 3190-72
Лист № 9
всего листов 15
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080713
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ-110/50
I1/I2 = 1000/5
кл. т. 0,5
А № 3088130
В № 3088142
С № 3088125
№ ГР 3190-72
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080707
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТФНД-35М
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2555
С № 2530
№ ГР 3689-73
EA05RАL-P3B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080754
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТФНД-35М
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2286
С № 2278
№ ГР 3689-73
EA05RАL-P3B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080753
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТФНД-35М
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2574
С № 2524
№ ГР 3689-73
EA05RАL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01127819
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТФНД-35М
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2508
С № 2530
№ ГР 3689-73
НАМИ-110 УХЛ1
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2
А № 495
В № 551
С № 533
№ ГР 24218-03
НКФ-110-57
U1/U2 =
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 706930
В № 706849
С № 706931
№ ГР 14205-94
ЗНОМ-35-65
U1/U2 =
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 1274569
В № 1145273
С № 1146110
№ ГР 912-70
ЗНОМ-35-65
U1/U2 =
35000:√3/100:√3Кл. т.
0,5
А № 1274569
В № 1145273
С № 1146110
№ ГР 912-70
ЗНОМ-35-65
U1/U2 =
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 1232488
В № 1232556
С № 1232536
№ ГР 912-70
ЗНОМ-35-65
U1/U2 =
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 1232488
В № 1232556
С № 1232536
№ ГР 912-70
EA05RАL-P3B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080755
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
22
ОРУ-35 кВ
яч. 2 Трансфор-
матор 1Т
23
Турбогенератор
ТГ-2
24
Реактивирован-
ная отпайка РО-
2 ТГ-2
25
Турбогенератор
ТГ-3
26
3ШР
27
Турбогенератор
ТГ-4
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
ТФНД-35М
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 2536
В № 2406
С № 2530
№ ГР 3689-73
Лист № 10
всего листов 15
EA05RAL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01127878
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТШВ-15Б
I1/I2 = 8000/5
кл. т. 0,5
А № 9
В № 14
С № 2
№ ГР 5719-76
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080709
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ЗНОМ-35-65
U1/U2 =
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 1274569
В № 1145273
С № 1146110
№ ГР 912-70
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
6300:√3/100√3
Кл. т. 0,5
А № 459
В № 12
С № 9016
№ ГР 1593-70
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RAL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080734
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТЛШ
I1/I2 = 4000/5
кл. т. 0,5
А № 391
В № 1458
С № 1461
№ ГР 11077-89
ТШВ-15Б
I1/I2 = 8000/5
кл. т. 0,5
А № 2059
С № 2040
№ ГР 5719-76
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080708
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТПОЛ-10
I1/I2 = 1500/5
кл. т. 0,5
А № 4285
С № 5212
№ ГР 1261-02
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080714
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТШВ-15Б
I1/I2 = 8000/5
кл. т. 0,5
А № 311
С № 300
№ ГР 5719-76
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
6300:√3/100√3
Кл. т. 0,5
А № 13995
В № 13980
С № 14011
№ ГР 1593-70
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
6300:√3/100√3
Кл. т. 0,5
А № 13995
В № 13980
С № 14011
№ ГР 1593-70
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
10500:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 39388
В № 39379
С № 39371
№ ГР 1593-70
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080711
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
28
4ШР
29
Турбогенератор
ТГ-5
30
5ШР
31
ГРУ-6 кВ
яч. 1 «МПК»
32
ГРУ-6 кВ
яч. 2 ЗАО ТФ
«ВАТТ»
33
ГРУ-6 кВ
яч. 4 «Ремстрой-
маш»
34
ГРУ-6 кВ
яч. 6 РП-19 ЗАО
ТФ «ВАТТ»
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
ТВ
I1/I2 = 2000/5
кл. т. 0,5
А № 07442
В № 07443
С № 07544
№ ГР 19720-00
Лист № 11
всего листов 15
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080706
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТШВ-15Б
I1/I2 = 8000/5
кл. т. 0,5
А № 336
В № 328
С № 380
№ ГР 5719-76
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080710
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТВ
I1/I2 = 2000/5
кл. т. 0,5
А № 07445
В № 07447
С № 07549
№ ГР 19720-00
EA05RL-P1B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080712
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
10500:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 39388
В № 39379
С № 39371
№ ГР 1593-70
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
10500:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 30
В № 35
С № 28
№ ГР 1593-70
ЗНОМ-15-63
U1/U2 =
10500:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
А № 30
В № 35
С № 28
№ ГР 1593-70
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080722
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080718
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080723
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 124162
С № 124312
№ ГР 518-50
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 11927
С № 11930
№ ГР 518-50
ТПОФ
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 117519
С № 125345
№ ГР 518-50
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 124169
С № 124173
№ ГР 518-50
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080728
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
35
ГРУ-6 кВ
яч. 8 «КТИ,
ООО КПП
Мордовжелезо-
бетон»
36
ГРУ-6 кВ
яч. 5 «Консерв-
ный завод»
37
ГРУ-6 кВ
яч. 7 1ШР
38
ГРУ-6 кВ
яч. 23 2ШР
39
ГРУ-6 кВ яч.12
10ШР
40
ГРУ-6 кВ
яч. 29 20ШР
41
ГРУ-6 кВ
яч. 13 30ШР
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№
006515
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
Лист № 12
всего листов 15
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080730
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080719
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080716
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080727
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080725
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080731
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 124166
С № 125693
№ ГР 518-50
ТПОЛ-10
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5S
А № 6147
С № 6150
№ ГР 1261-02
ТПОФ
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 117533
С № 117528
№ ГР 518-50
ТПОФ
I1/I2 = 750/5
кл. т. 0,5
А № 149480
С № 149564
№ ГР 518-50
ТПОФ
I1/I2 = 1000/5
кл. т. 0,5
А № 21906
С № 23392
№ ГР 518-50
ТПШФА
I1/I2 = 2000/5
кл. т. 0,5
А № 156439
С № 156449
№ ГР 519-50
ТПШЛ-10
I1/I2 = 2000/5
кл. т. 0,5
А № 2179
С № 2178
№ ГР 1423-60
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080724
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ГРУ-6 кВ
А № 147805
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
42яч. 22 ОАО «Же-
кл. т. 0,5
лезобетон»
С № 150186
№ ГР 518-50
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080721
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
43
ГРУ-6 кВ
яч. 24 СВРЗ
47
ГРУ-6кВ
яч. 14 Транс-
форматор 1Т
48
ГРУ-6кВ
яч. 15 СМВ
49
ГРУ-6кВ
яч. 16 ОАО
«ИНПРОМ ЭС-
ТЕЙТ»
RTU-327-E1-В08-M08
Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,5
А № 124171
С № 124167
№ ГР 518-50
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
Лист № 13
всего листов 15
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080729
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ГРУ-6 кВ
А № 6204
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080715
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ГРУ-6 кВ
А № 147793
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080720
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ГРУ-6 кВ
А № 6237
ТПОЛ-10
I1/I2 = 600/5
44 яч. 27 "Саран-
кл. т. 0,5S
ский элеватор"
С №
6203
№ ГР 1261-02
ТПОФ
I1/I2 = 600/5
45яч. 28 РП-19 ЗАО
кл. т. 0,5
ТФ «ВАТТ»
С № 150180
№ ГР 518-50
ТПОЛ-10
I1/I2 = 600/5
46яч. 20 "Саранский
кл. т. 0,5
элеватор"
С № 6238
№ ГР 1261-02
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RL-P1B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080717
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
EA05RAL-P3B-4
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080741
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 338
№ ГР 2611-70
EA05RAL-P3B-3
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 01080752
Iном= 5 А
№ ГР 16666-97
ТПШФА
I1/I2 = 4000/5
кл. т. 0,5
А № 1797
С № 1898
№ ГР 519-50
ТПШФА
I1/I2 = 4000/5
кл. т. 0,5
А № 151180
С № 149514
№ ГР 519-50
ТПК-10-(1)У3
I1/I2 = 600/5
кл. т. 0,2S
А №
0882120000001
B №
0882120000002
С №
0882120000003
№ ГР 22944-07
НТМИ-6-66
U1/U2 = 6000/100
Кл. т. 0,5
№ 4177
№ ГР 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1
Зав.№ 0812114484
Iном= 5 А
№ ГР 36697-08
Лист № 14
всего листов 15
Таблица 6 – Вспомогательное оборудование, документация
Наименование
Количество
GPS-приемник
1 шт.
Программное обеспечение электросчетчиков
Состав программных мо-
дулей определяется зака-
зом потребителя
Сервер сбора и передачи данных
ПО «АльфаЦЕНТР»
Методика поверки АУВБ.411711.M06.МП
Формуляр АУВБ.411711.M06.ФО
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО
«ТГК-6». Методика поверки» АУВБ.411711.M06.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-
ИМС» в декабре 2012г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической
энергии типа СЭТ-4ТМ.03М –
в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145
РЭ1, являющейся приложением к
руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ.
Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической
энергии типа ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ
СИ ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» в сентябре 2007 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных «RTU-327» в соответствии с до-
кументом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки.
ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика измерений количества элек-
трической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО
«ТГК-6» АУВБ.411711.M06.МИ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
АИИС КУЭ ООО Мордовского филиала ОАО «ТГК-6»
1. ГОСТ
Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем.
Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
Лист № 15
всего листов 15
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель ООО «Экситон»,
Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6
тел.: (831) 465-07-13
факс: (831) 465-07-11
Испытательный центр ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»,
аттестат аккредитации 30004-08 от 27.06.2008г.
119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Тел. 781-86-03; e-mail:
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
МП«____» __________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 65348-16 | Система технического диагностирования главных циркуляционных насосных агрегатов | СТД ГЦНА-1713 №011 | АО "ЦКБ машиностроения" (ЦКБМ), г.С.-Петербург | 3 года | Перейти |
| 68253-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Городская-2 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 80626-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Власиха | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 44524-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 438 на ПСП при Московском НПЗ | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 41857-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений