ГРСИ 58977-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго" Нет данных. Поверка

Приложение к свидетельству № 55613

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для

автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи результатов

измерений.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ

№ 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-выполнениеизмерений30-минутныхприращенийактивнойиреактивной

электроэнергии (мощности);

- 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);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о

состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового

рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее – ИВК), устройству

сбора и передачи данных (далее – УСПД);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных

ключей, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация внутренних

часов компонентов системы).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-йуровень:измерительно-информационныекомплексы(ИИК),включающие

трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы

напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной

электроэнергии типа АЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной

электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии;

вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные

на ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго» (г. Ангарск, Иркутской области) (33 точки измерений).

2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на

базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, включающий технические средства

приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации.

Лист № 2

Всего листов 17

3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре

сбораинформации(ЦСИ)ОАО«Иркутскэнерго»,включающийканалообразующую

аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением АльфаЦЕНТР

АС_SЕ-5000, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех

уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ) и

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы

(ИК).

Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения в контролируемой линии

передачи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные

сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы

электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов

преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и

напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения

активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период

реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется

для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических

мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго» по

шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение,

накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для

резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле

интерфейса RS-422/485.

Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.

Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации

производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных

коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код

идентификационных признаков.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности

оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации

непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с

последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго».

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК)

ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации.

Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и

реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и

счетчиков электроэнергии) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго». Временная задержка поступления

информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в

базе данных АИИС.

Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС)

ОАО«Иркутскэнерго»изатемсИВКосуществляетсяпосредствомлинийсвязи

ОАО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи

образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга

работысистемыпоприсоединениямТЭЦ-9ОАО«Иркутскэнерго»предусмотрены

автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу измерительная

информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный

режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка

измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных

документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных

Лист № 3

Всего листов 17

приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений,

передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному

каналам связи.

АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на

всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних часов

компонентовсистемынавсехуровняхАИИСКУЭ.Даннаяфункцияявляется

централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется

последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе GPS-приёмника

16HVS. Настройка системных часов сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется

непосредственно от часов GPS-приёмника с помощью программного обеспечения АС_Time,

входящего в его комплект поставки, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на

±1 с, сличение ежесекундное.

Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК,

коррекция происходит в случае расхождения более чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД

является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД.

Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при

необходимости синхронизируется с часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут.

Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется

программным модулем заводского ПО в счетчике.

Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в

журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются

программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает

построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В

состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО

счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера

БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС

«Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» – система управления базами

данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», ПО коммуникатора, ПО СОЕВ.

Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional»,

программный пакет «MS Office» – набор офисных приложений служит для просмотра отчетных

форм.

В состав ПО для передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС» с использованием ЭЦП

входят следующие программные продукты: средство криптографической защиты информации

(СКЗИ) КриптоПро CSP, программный продукт CryptoEnergyPro, программный продукт

CryptoSendMail, драйверы и утилиты, обеспечивающие согласованную работу указанных выше

программ.

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009,

свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».

Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Лист № 4

Всего листов 17

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ИдентификационноеНомер

наименованиеПО версии ПО

Цифровой

идентификатор ПО

Наименование

программного модуля ПО

e6231ebbb9932e2864

4dddb424942f6a

Программа-планировщик опроса и

передачи данных (стандартный каталог

для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

Драйвер ручного опроса

счётчиков и УСПД Amrc.exe

Драйвер автоматического опроса

счётчиков и УСПД Amra.exe

Драйвер работы с БДCdbora2.dll

ПО «АльфаЦЕНТР»

не ниже

14.05.01

05e05fc7096bfb75c19

2ec398104ff23

0e8f48065c12b2933c

427442c762930b

63a918ec9c3f63c520

4562fc06522f13

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

Библиотека шифрования

пароля счётчиковEncryptdll.dll

Библиотека сообщений планировщика

опросовAlphamess.dll

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения

«АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе

средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или

удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и

сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от

несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть

ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной

модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания

из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений

метрологически значимой части ПО и базы данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных

от преднамеренных изменений являются:

- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация

метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для

метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

- средства управления доступом (пароли);

- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго»

от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий (в соответствии с

Р 50.2.077-2014).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов

организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классами точности

применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы

с учетом ПО.

Лист № 5

Всего листов 17

Метрологические и технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС

КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов,

заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК

АИИС КУЭ ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго»

Номер

ИК

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

96000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА

A1R-4-АL-C29-T+

ГР № 14555-02

Зав. № 01058350

96000

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

Ктт·

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

К

т

н

1 – 33ТЭЦ-9

Энергия активная,

энергия реактивная,

календарное время,

интегрированная активная и

реактивная мощность

RTU-325-E1-512-M3-B4-G

УСПД

ГР № 19495-03

Зав. № 001196

ТШВ-15

ТТ

ГР № 1836-63

КТ 0,5

Зав. № 759 (фаза А)

Ктт =

8000/5

Зав. № 766 (фаза В)

Зав. № 754 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 67409 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 67415 (фаза В)

Зав. № 67413 (фаза С)

1ТГ-1

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058349

96000

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТШВ-15

ТТГР № 1836-63

КТ 0,5Зав. № 93 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 100 (фаза В)

Зав. № 89 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 67408 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 67412 (фаза В)

Зав. № 67410 (фаза С)

2ТГ-2

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058351

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТШВ-15

ТТГР № 1836-63

КТ 0,5 Зав. № 1059 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 1062 (фаза В)

Зав. № 1079 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 67411 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 58671 (фаза В)

Зав. № 67407 (фаза С)

3ТГ-3

Лист № 6

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

96000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

96000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

96000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

160000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТШВ-15

ТТГР № 1836-63

КТ 0,5 Зав. № 6220 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 6111 (фаза В)

Зав. № 5921 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР №1593-70

КТ 0,5 Зав. № 20193 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 20197 (фаза В)

Зав. № 20195 (фаза С)

4ТГ-4

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058332

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТШВ-15

ТТГР № 1836-63

КТ 0,5 Зав. № 1631 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 1630 (фаза В)

Зав. № 1638 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 10148 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 14105 (фаза В)

Зав. № 13455 (фаза С)

5ТГ-5

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119669

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТШВ-15

ТТГР № 1836-63

КТ 0,5 Зав. № 7185 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 7094 (фаза В)

Зав. № 7007 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 20226 (фаза А)

Ктн=6000/100 Зав. № 20664 (фаза В)

Зав. № 20227 (фаза С)

6ТГ-6

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058341

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТШЛ-20

ТТГР № 36053-07

КТ 0,2 Зав. № 6745 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 7957 (фаза В)

Зав. № 7969 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР № 1593-70

КТ 0,5 Зав. № 2001 (фаза А)

Ктн=10000/100 Зав. № 2002 (фаза В)

Зав. № 2003 (фаза С)

7ТГ-7

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058335

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 7

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

160000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

10

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – ТЭЦ-1

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

220000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТШЛ-20

ТТГР № 36053-07

КТ 0,5Зав. № 476 (фаза А)

Ктт =8000/5 Зав. № 1832 (фаза В)

Зав. № 598 (фаза С)

ЗНОМ-15-63

ТНГР №1593-70

КТ 0,5 Зав. № 12154 (фаза А)

Ктн=10000/100 Зав. № 13876 (фаза В)

Зав. № 13800 (фаза С)

8ТГ-8

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

A1R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01058331

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФМ-110

ТТГР № 16023-97

КТ 0,2S Зав. № 6948 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 3791 (фаза В)

Зав. № 6949 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101256 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1119523 (фаза В)

Зав. № 1119513 (фаза С)

ВЛ-110 кВ

9ТЭЦ-9 –

МИРНАЯ

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121601

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное trial

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФМ-110

ТТГР № 16023-97

КТ 0,2S Зав. № 6946 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 6950 (фаза В)

Зав. № 6947 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101252 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1101255 (фаза В)

Зав. № 1101253 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121592

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФЗМ-110Б

ТТГР № 2793-71

КТ 0,2S Зав. № 17174 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 17155 (фаза В)

Зав. № 17175 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6218 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6222 (фаза В)

Зав. № 6256 (фаза С)

ВЛ-110 кВ

11ТЭЦ-9 –

АНГАРСКАЯ

Счетчик

ГР № trial-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. 01119699

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 8

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

12

ВЛ-110кВ

ТЭЦ-9 – ГПП-2

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

13

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – УП-8

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

14

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – УП-11

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

15

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – УП-12

220000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТФЗМ-110Б

ТТГР № 2793-71

КТ 0,2S Зав. № 17172 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 17180 (фаза В)

Зав. № 17177 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6218 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6222 (фаза В)

Зав. № 6256 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119695

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТВУ-110-II

ТТГР № 3182-72

КТ 0,5 Зав. № 830 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 734 (фаза В)

Зав. № 988 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101252 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1101255 (фаза В)

Зав. № 1101253 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119710

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФНД-110М

ТТГР № 2793-71

КТ 0,5 Зав. № 3726 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 3775 (фаза В)

Зав. № 3791 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6220 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6245 (фаза В)

Зав. № 6238 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119706

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТВУ-110-II

ТТГР № 3182-72

КТ 0,5 Зав. № 712 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 748 (фаза В)

Зав. № 715 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101256 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1119523 (фаза В)

Зав. № 1119513 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121585

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 9

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

16

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – УП-10

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

17

ВЛ-110кВ

ТЭЦ-9 – ТЭЦ-10

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

19

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – ЦРП-2

220000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТВУ-110-II

ТТГР № 3182-72

КТ 0,5 Зав. № 163 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 162 (фаза В)

Зав. № 37 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101252 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1101255 (фаза В)

Зав. № 1101253 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121580

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФЗМ-110Б

ТТГР № 2793-71

КТ 0,2S Зав. № 17172 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 17180 (фаза В)

Зав. № 17177 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6220 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6245 (фаза В)

Зав. № 6238 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119729

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФЗМ-110Б

ТТГР № 2793-71

КТ 0,2S Зав. № 17164 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 17168 (фаза В)

Зав. № 17166 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6218 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6222 (фаза В)

Зав. № 6256 (фаза С)

ВЛ-110кВ

18ТЭЦ-9 –

ВОДОЗАБОР-1

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119690

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТВУ-110-II

ТТГР № 3182-72

КТ 0,5 Зав. № 78351 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 78355 (фаза В)

Зав. № 78356 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101256 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1119523 (фаза В)

Зав. № 1119513 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119697

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 10

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

20

ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-9 – ЦРП-2Б

220000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

440000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

440000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

23

КЛ-35 кВ

АЭМЗ-А

14000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТВУ-110-II

ТТГР № 3182-72

КТ 0,5Зав. № 1013 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 997 (фаза В)

Зав. № 102 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101252 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1101255 (фаза В)

Зав. № 1101253 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119705

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФЗМ-110Б

ТТГР № 2793-71

КТ 0,2S Зав. № 17156 (фаза А)

Ктт =2000/5 Зав. № 17157 (фаза В)

Зав. № 17158 (фаза С)

НАМИ-110

ТНГР № 11094-87

КТ 0,2 Зав. № 6220 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 6245 (фаза В)

Зав. № 6238 (фаза С)

21ОВ-I 110 кВ

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119694

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТФНД-100М

ТТГР № 2793-71

КТ 0,5 Зав. № 3778 (фаза А)

Ктт =2000/5 Зав. № 3754 (фаза В)

Зав. № 3752 (фаза С)

НКФ-110-57

ТНГР № 1188-58

КТ 0,5 Зав. № 1101256 (фаза А)

Ктн=110000/√3/100/√3 Зав. № 1119523 (фаза В)

Зав. № 1109513 (фаза С)

22ОВ-II 110 кВ

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121594

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =200/5

ТВ-35/25

ГР № 4462-74

Зав. № 5125 (фаза А)

Зав. № 5522 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121602

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 11

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

первичное,U

1

24

КЛ-35 кВ

АЭМЗ-Б

14000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

25

КЛ-35 кВ

БЦРП-9

42000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

26

КЛ-35 кВ

АЦРП-1

42000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

27

КЛ-35 кВ

АЦРП-4

42000

28

КЛ-35 кВ

АЦРП-5

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

42000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ТТ

КТ 0,5

Ктт =200/5

ТВ-35/25

ГР № 4462-74

Зав. № 175 (фаза А)

Зав. № 171 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 772464 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 772587 (фаза В)

Зав. № 772558 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121587

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 1115 (фаза А)

Зав. № 1119 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 772464 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 772587 (фаза В)

Зав. № 772558 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121578

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 418 (фаза А)

Зав. № 412 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119732

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 805 (фаза А)

Зав. № 799 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ

0

,

5

S (А)/1

,

0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119716

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 631101 (фаза А)

Зав. № 631108 (фаза С)

Лист № 12

Всего листов 17

Номер

ИК

Кт

т

·

Кт

н

Наименование

измеряемой

величины

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

29

КЛ-35 кВ

АЦРП-6

42000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

30

КЛ-35 кВ

БЦРП-7

42000

То

к

пер

в

ичны

й,

I

1

Напряжение

перви

ч

ное,U

1

31

КЛ-35 кВ

АЦРП-8

42000

Канал измерений

Средство измерений

Н

аим

е

но

в

а

ние

о

бъ

е

кта

у

чета,

дисп

ет

ч

е

р

с

к

о

е

наим

е

но

вание

присо

е

д

ин

е

ния

Вид СИ,

Обозначение, тип,

класс точности,

№ Гос.реестра СИ РФ,

коэффициент передачи

заводские номера

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119723

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 419 (фаза А)

Зав. № 182 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119701

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 59172 (фаза А)

Зав. № 59178 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 772464 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 772587 (фаза В)

Зав. № 772558 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121586

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТТ

КТ 0,5

Ктт =600/5

ТВДМ-35

ГР № 3642-73

Зав. № 2423 (фаза А)

Зав. № 2618 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КТ 0,5 Зав. № 800339 (фаза А)

Ктн=35000√3/100√3 Зав. № 800374 (фаза В)

Зав. № 800378 (фаза С)

Счетчик

ГР № 14555-02

АЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

A2R-4-АL-C29-T+

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01119686

Ток вторичный, I

2

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 13

Всего листов 17

32

КЛ-35 кВ

БЦРП-3А

33

Ктт =600/5

ГР № 3642-73

ТН

Ктн=35000√3/100√3

К =1

АЛЬФА

A2R-4-АL-C29-T+

42000

Календарное время

ТТ

ТВДМ-35

КТ

0

,5

Зав. № 13007 (фаза А)

Ток первичный, I

1

Зав. № 13009 (фаза С)

ЗНОМ-35

ГР № 912-54

КТ 0,5

Зав. № 772464 (фаза А)

Напряжение

первичное,U

1

Зав. № 772587 (фаза В)

Зав. № 772558 (фаза С)

Ток вторичный, I

2

Счетчик

Напряжение вторичное,U

2

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

ГР № 14555-02

Энергия активная, реактивная

СЧ

Мощность активная, реактивная

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121588

Коэффициент мощности

Частота

Ктт =600/5

ГР № 3642-73

БЦРП-3Б

КТ 0,5S (А)/1,0 (R)

К =1

АЛЬФА

A2R-4-АL-C29-T+

42000

ТТ

ТВДМ-35

КТ

0

,5

Зав. № 30082 (фаза А)

Ток первичный, I

1

Зав. № 30017 (фаза С)

ЗНОМ-35

ТНГР № 912-54

КЛ-35 кВ

КТ 0,5Зав. № 772464 (фаза А)

Напряжение первичное,U

1

Ктн=35000√3/100√3Зав. № 772587 (фаза В)

Зав. № 772558 (фаза С)

Ток вторичный, I

2

Счетчик

Напряжение вторичное,U

2

Календарное время

ГР № 14555-02

Энергия активная, реактивная

СЧ

Мощность активная, реактивная

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Зав. № 01121593

Коэффициент мощности

Частота

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется

актом в установленном в ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики АЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000 ч; tв не более 2 ч);

-УСПД RTU-325 (параметры надежности: То не менее 40000 ч; tв не более 24 ч);

- сервер БД, коммутатор (параметры надежности К

Г

не менее 0,99; tв не более 1 ч);

- устройство синхронизации системного времени (К

Г

не менее 0,95; tв не более 168 ч).

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью ИБП, а счетчиков с помощью

дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный

канал связи – резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи

от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи –коммутируемое соединение GSM);

резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и

средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема

информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на

счетчике);

- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

2.Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных

цепей испытательных коробок, УСПД и сервера;

3.Глубина хранения информации (профиля):

– электросчетчики АЛЬФА имеют энергонезависимую память для хранения профиля

нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с

нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров

(функция автоматизирована) по 4-м каналам – на глубину 63 дня;

– УСПД RTU-325 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому

Лист № 14

Всего листов 17

каналу – 45 суток, сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет

(функция автоматизирована);

– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

9, 10

7

14

1 – 8

0,8/0,6

9, 10

7

14

1 – 8

0,8/0,6

точности

ИК

Знач

cos

j

Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электро-

энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

Активная электроэнергия и мощность

№

Класс

±

d

2%P

, [ %]±

d

5

%

P

, [ %]±

d

2

0

%P

, [ %]

±

d

100%P

, [ %]

для диапазона для диапазона для диапазона

для диапазона

ТТТН Сч.

W

P2%

£

W

Pизм

<W

P5%

W

P5%

£

W

Pизм

<W

P20%

W

P20%

£

W

Pизм

< W

P100%

W

P100%

£

W

Pизм

£

W

P120%

11, 12

17, 18

21

0,2S 0,2 0,5S

0,2S 0,5 0,5S

0,2 0,5 0,2S

0,5 0,2 0,5S

0,5 0,5 0,2S

1 1,8 1,4 1,3 1,3

0,8 2,0 1,5 1,4 1,4

0,5 2,6 2,0 1,7 1,7

1 1,9 1,5 1,4 1,4

0,8 2,1 1,6 1,5 1,5

0,5 2,8 2,3 2,0 2,0

1 не нормируют 1,8 1,1 0,9

0,8 не нормируют 2,9 1,6 1,3

0,5 не нормируют 5,4 2,9 2,2

1 не нормируют 2,1 1,6 1,4

0,8 не нормируют 3,1 1,9 1,7

0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3

1 не нормируют 1,9 1,2 1,0

0,8 не нормируют 2,9 1,7 1,4

0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3

13,

15, 16

19, 20

22–33

0,5 0,5 0,5S

1 не нормируют 2,2 1,6 1,5

0,8 не нормируют 3,1 2,1 1,8

0,5 не нормируют5,63,22,6

Реактивная электроэнергия и мощность

№

Класс

Знач.

ИК

точности

cos

j

/

ТТ ТН Сч.

sin

j

±

d

2%Q

, [ %]±

d

5

%

Q

, [ %]±

d

2

0

%Q

, [ %]±

d

1

00

%Q

, [ %]

для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

W

Q2%

£

W

Qизм

<W

Q5%

W

Q5%

≤W

Qизм

<W

Q20%

W

Q20%

≤W

Qизм

<

W

Q100%

W

Q100%

≤W

Qизм

£

W

Q120%

4,43,53,33,3

11, 12

17, 18

21

0,2S

0,2

1

0,5/0,87

3,53,23,13,1

0,2S

0,5

1

0,2

0,5

0,2

1

0,5

0,8/0,6

0,5/0,87

0,8/0,6

0,5/0,87

0,8/0,6

0,5/0,87

0,8/0,6

0,5/0,87

4,5 3,6 3,4 3,4

3,5 3,3 3,2 3,2

не нормируют4,62,62,1

не нормируют2,91,91,7

не нормируют5,33,83,5

не нормируют 4,1 3,33,2

не нормируют4,62,72,2

не нормируют2,92,01,8

не нормируют5,33,93,6

13,

15, 16

19, 20

22–33

0,5

1

0,5/0,87

не нормируют4,13,43,2

Лист № 15

Всего листов 17

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений

электроэнергии и средней мощности;

2 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02)Uном; ток (1 – 1,2)Iном, cosφ = 1;

- температура окружающей среды (20±5) °С;

3 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)Uном; ток (0,05 – 1,2)Iном, cosφ = 0,5инд – 1;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 50 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +55 °С, для УСПД от 0 до +70 °С;

4 В Табл. 3 приняты следующие обозначения:

W

Р2%

(W

Q2%

) – значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

W

Р5%

(W

Q5%

) – значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

W

Р20 %

(W

Q20%

) – значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

W

Р10

0

%

(W

Q100%

) – значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

W

Р12

0

%

(W

Q120%

) – значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

на Систему

электроэнергии

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

(АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго».

ГР № 2793-71

ТШЛ-20

ГР № 36053-07

1.3.1

1.3.2

ГР № 14555-02

Комплектность средства измерений

приведена в таблице 4:

Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго»

№Наименование№ Госреестра СИ РФ

Класс точности СИ,

количество, шт.

1.Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности

1.1 Измерительные трансформаторы тока

ГР № 3182-72

ТВУ-110-II

ТФЗМ-110Б

ТФНД-110М

ТФМ-110

ТВ-35/25

ТВДМ-35

ГР № 16023-97

ГР № 4462-74

ГР № 3642-73

1.1.1

1.1.2

1.1.3

1.1.4

1.1.5

1.1.6

1.1.7

1.1.8

1.1.9

ТШВ-15

ГР № 1836-63

КТ 0,5 (15 шт.)

КТ 0,2S (15 шт.)

КТ 0,5 (6 шт.)

КТ 0,2S (12 шт.)

КТ 0,5 (4 шт.)

КТ 0,5 (18 шт.)

КТ 0,2 (3 шт.)

КТ 0,5 (3 шт.)

КТ 0,5 (18 шт.)

1.2Измерительные трансформаторы напряжения

1.2.1НАМИ-110

1.2.2НКФ-110-57

1.2.3ЗНОМ-35

1.2.4ЗНОМ-15-63

ГР № 11094-87

ГР № 1188-58

ГР № 912-54

ГР № 1593-70

КТ 0,2 (6 шт.)

КТ 0,5 (6 шт.)

КТ 0,5 (24 шт.)

1.3Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА

АЛЬФА

A1R-4-АL-C29-T+

АЛЬФА

A2R-4-АL-C29-T+

КТ 0,2S(А) по ГОСТ 30206-94

0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (6шт.)

КТ 0,5S(А) по ГОСТ 30206-94

1(R) по ГОСТ 26035-83 (10 шт.)

Лист № 16

Всего листов 17

1.4.1

1.5

Устройство синхронизации системного времени (УССВ)

2.1

-

ОС «Microsoft Windows 2000»

ОС «Microsoft Windows XP Professional»

2.2

-

СУБД «Oracle 9i»; «MS Office»

2.3

ГР № 44595-10

2.4

Специализированное ПО,

установленное на

компьютере типа IBM PC

-

2.5

ГР № 19495-03

2.6

ГР № 14555-02

ПО «ALPHAPLUS_AP»

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

1.4

ГР № 19495-03

Комплекс аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300

RTU-300сбор измерительной информации

RTU-325-E1-512-M3-B4-G от счетчиков (1 шт.)

1.5.1УССВ-16HVS-

синхронизация часов

компонентов АИИС КУЭ (1 шт.)

1.6Сервер (ИВК), коммуникатор

1.6.1Сервер базы данных (БД)-

сбор измерительной информации

с УСПД и/или счетчиков (1 шт.)

2Программные компоненты

Системное (базовое) ПО,

установленное на

компьютере типа IBM PC

Прикладное ПО,

установленное на

компьютере типа IBM PC

ПО«АльфаЦЕНТР»,модуль

AC_LaрTop – для ноутбука

КриптоПро CSP, CryptoEnergyPro,

CryptoSendMail

ПО RTU-325 SWV1.00,

EMFPLUS, ALPHAPLUS_AEP

Специализированное

встроенное ПО УСПД

Специализированное

встроенное ПО счетчиков

электроэнергии

3Эксплуатационная документация

-1 экз.

Методика поверки

АИИС КУЭ

Руководство по

эксплуатации АИИС КУЭ

Паспорт-формуляр

АИИС КУЭ

Руководство пользователя

АИИС КУЭ

Техническая документация

на комплектующие изделия

-1 комплект

Поверка

осуществляется по документу МП 009-2014 «Система автоматизированная информационно-

измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ТЭЦ-9ОАО

«Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП

«ВНИИФТРИ» в октябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом:

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика

поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 1999 г.;

- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии

RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета

Лист № 17

Всего листов 17

электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДИЯМ 466453.005

ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04);

- переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для

работы со счетчиками системы;

- программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE-5000, ПО «ALPHAPLUS_AP» для

конфигурации и опроса счетчиков АЛЬФА.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества

электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэне-

рго»; разработанной и аттестованной ВСФ ФГУП «ВНИИФТРИ», 2014 г. Свидетельство об

аттестации методики (методов) измерений № 9-01.00294-2014 от 17.10.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго»:

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизирован-

ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

Техническаядокументациянасистемуавтоматизированнуюинформационно-

измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО «Иркутск-

энерго».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель

ЗАО «ИРМЕТ»

Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А.

Почтовый адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857.

Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; E-mail:

irmet@es.irkutskenergo.ru

Интернет адрес:

http://irmet.irkutsk.ru/

;

Испытательный центр

ФГУП «Всероссийский НИИ физико-технических и радиотехнических измерений» (ФГУП

«ВНИИФТРИ») (Восточно-Сибирский филиал).

664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,

тел/факс:(3952)46-83-03, факс:(3952)46-38-48; mail:

office@niiftri.irk.ru

;

http://

www.vniiftri-irk.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в

целях утверждения типа № 30002-13 от 07.10.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии_________________________________ Ф.В. Булыгин

М.п.«________»________________________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
62777-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Корпорация "ГРИНН" Гипермаркет "ЛИНИЯ-3", 302016, г. Орел, Карачевское шоссе, д. 74	Нет данных	ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир	4 года	Перейти
14330-94	Системы учета тепловой энергии и массы горячей воды в объединенном квартальном узле автоматизированные	АСУРТВ	Муниципальное жилищное хозяйство, г.Йошкар-Ола	1 год	Перейти
37904-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ОЭЗ ППТ Липецк"	Нет данных	ЗАО "ГазЭнерго", г.Москва	4 года	Перейти
59345-14	Система	УКНВ \"ФерроСкан	ООО "Аналитприбор", г.С.-Петербург	1 год	Перейти
42871-09	Комплексы информационно-измерительные	Ригсенс	Фирма "National Oilwell Varco LP, d.b.a.: M/D Totco", США	1 год	Перейти