Приложение к свидетельству № 64364
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский»
ПАО «Т Плюс»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»
(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и
мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных
документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках
согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительныетрансформаторытока(ТТ)поГОСТ7746-2001,измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной
электрической энергииврежимеизмерений активной электрической энергиипо
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической
энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 (счётчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающийвсебяустройствосбораипередачиданныхRTU-327(УСПД)и
каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
коммуникационный сервер на базе УСПД RTU-327, основной и резервный серверы баз данных
(далее - серверы БД), программное обеспечение (ПО)«АльфаЦЕНТР»,устройство
синхронизациисистемноговремени(УССВ),автоматизированныерабочиеместа
(далее - АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации
локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 25
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Для ИК №№ 46, 49, 50 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям
связи поступает на входы GSM-модема, далее по каналу связи стандарта GSM - на входы
УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи
через преобразователь RS-485/Ethernet и каналу связи сети Ethernet поступает на коммутатор и
далее по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) через преобразователь ВОЛС/Ethernet - на
входы УСПД. В УСПД осуществляется обработка измерительной информации, в частности
вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на коммуникационный сервер по
локальнойвычислительнойсетиДзержинскойТЭЦ.Приотказеосновногоканала
связи передача полученных данных на коммуникационный сервер выполняется по резервному
каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM.
Коммуникационный сервер передаёт измерительную информацию по каналу связи сети
Ethernet на сервер БД, где осуществляется дальнейшая обработка, формирование и хранение
поступающей информации, резервное копирование базы данных, оформление отчётных
документов.
Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной
цифровойподписьюсубъектаоптовогорынкаэлектроэнергии(ОРЭ),которая
осуществляется на АРМ, в филиал АО «СО ЕЭС» Нижегородское РДУ и в другие смежные
субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде
xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-35HVS, синхронизирующим часы
измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от
GPS-приемника.
Сравнение показаний часов коммуникационного сервера с УССВ осуществляется 1 раз
в 5 минут, корректировка часов коммуникационного сервера производится при расхождении с
УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера БД с часами коммуникационного сервера
осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера БД производится при
расхождении с часами коммуникационного сервера на величину более ±1 с. Сравнение
показаний часов УСПД с часами коммуникационного сервера осуществляется при каждом
сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами
коммуникационного сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса
связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов
счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счётчика
до УСПД, от УСПД до коммуникационного сервера реализована с помощью каналов связи,
задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
счётчика, УСПД, коммуникационного сервера и сервера БД отражаются в соответствующих
журналах событий.
Лист № 3
Всего листов 25
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
ПО средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных
изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений
параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных
с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии
Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние
математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего
разряда.
не ниже
2.0.0.0
-
наименование ПОexe
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
ИдентификационныеЗначение
данные (признаки)
ИдентификационноеAmrserver.
Amrc.exeAmra.exeCdbora2.dll
encryptdll.
dll
alphamess.
dll
тификационный но-
0939ce05
295fbcbbb
a400eeae8
d0572c
b8c331abb
5e3444417
0eee9317d
635cd
Но
м
ер
в
ер
с
ии
(иден-
не нижене нижене нижене ниже
мер) ПО
4.9.4.0 4.9.8.0 3.29.1.0 4.9.1.0
e5aa56528b6d9ff42f524ebbefe7db1e4173
Цифровой иденти-f5298dccb59853448e04f5fd0d056a92e73
фикатор ПО0221587ed63bc0dc6b5461ceed3efccfc56b
16123 6f7416e 6beb2 c99e
Алгоритм вычисле-
ния цифровогоMD5
идентификатора
Лист № 4
Всего листов 25
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
НомерНаименование
ИКточки измерений
ТТТНСчётчикУСПД
7
Метрологические характери-
стики ИК*
Пределы до-Пределы до-
пускаемой пускаемой от-
основной от-носительной
носительной погрешности в
погрешности, рабочих усло-
(±δ) %виях, (±δ) %
89
ТГ-1
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03
1,13,0
2,34,6
ТГ-2
Кл.т. 0,2
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03
0,91,6
1,52,5
IRB-260GSE-10
3Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
0,91,6
1,62,7
ТГ-4Кл.т. 0,2S
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03
0,91,6
1,53,3
ТГ-5
Кл.т. 0,2
Кл.т. 0,2
СЭТ-4ТМ.03
0,61,4
1,12,3
1 2 3 4 5 6
ТШВ-15 НОЛ.08-6УТ2
1
Дзержинская ТЭЦ Ктт=8000/5Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 5718-76 Рег. № 3345-04
Рег. № 27524-04
ТШ-20ЗНОЛ.06-10У3
2
Дзержинская ТЭЦ Ктт=10000/5Ктн=10000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 8771-82 Рег. № 3344-04
Рег. № 27524-04
Дзержинская ТЭЦКтт=12000/1Ктн=10500/√3/100/√3
С
ЭТ-4ТМ.03М.16
RTU-327
ГТУ-3 Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,5 Рег. №
Рег. № 34312-07Рег. № 34311-0741907-09
ТШЛ-20-1 ЗНОЛПМ-6
4
Дзержинская ТЭЦКтт=8000/5Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 21255-03 Рег. № 46738-11
Рег. №
27524-04
ТШЛ-20Б-1ЗНОЛ.06
5
Дзержинская ТЭЦ Ктт=8000/5Ктн=10000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 4016-74 Рег. № 3344-04
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
Лист № 5
Всего листов 25
6
Дзержинская ТЭЦ
ТГ-6
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
7
Дзержинская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, ВЛ
«Блочная-6»
ТФЗМ 110Б
Ктт=2000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 26420-04
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
8
Дзержинская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, BЛ
«Блочная»
ТВ-110
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 20644-03
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
9
Дзержинская ТЭЦ,
ЗРУ-110 кВ, яч. 1,
ВЛ-123
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
10
Дзержинская ТЭЦ,
ЗРУ-110 кВ, яч. 3,
ВЛ-130
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
11
Дзержинская ТЭЦ,
ЗРУ-110 кВ, яч. 15
ВЛ-142
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № trial-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
1
2
5
6
789
3
ТШЛ-20Б-1
Ктт=8000/5
Кл.т. 0,2
Рег. № 4016-74
активная0,91,6
реактивная1,52,5
активная1,33,3
реактивная2,55,7
активная1,33,3
реактивная2,55,7
активная0,82,3
реактивная1,54,1
активная0,82,3
реактивная1,54,1
4
ЗНОМ-20-63
Ктн=18000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 1593-62
НКФ-110-57 У1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 14205-94
НКФ-110-83 У1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 1188-84
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
активная0,82,3
реактивная1,54,1
Лист № 6
Всего листов 25
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
SB 0,8
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
16
Дзержинская ТЭЦ,
ОВ-110
SB 0,8
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 20951-06
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
17.1
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
Дзержинская ТЭЦ,
12ЗРУ-110 кВ, яч. 19,
BЛ-149
активная0,82,3
реактивная1,54,1
Дзержинская ТЭЦ,
13ЗРУ-110 кВ, яч. 13
ВЛ-153
активная0,82,3
реактивная1,54,1
Дзержинская ТЭЦ,
14ЗРУ-110 кВ, яч. 5,
ВЛ-157
активная0,82,3
реактивная1,54,1
Дзержинская ТЭЦ,
15ЗРУ-110 кВ, яч. 7,
ВЛ-158
активная0,82,3
реактивная1,54,1
активная0,82,3
реактивная1,54,1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 4, ф. 4Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
4
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НАМИ-110 УХЛ1
Ктн=110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Рег. № 24218-08
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 7
Всего листов 25
18.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 8, ф. 8Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
18.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 8, ф. 8Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09
19.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 9, ф. 9Ш
линия A
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
6
789
17.2
Продолжение таблицы 2
12
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 4, ф. 4Ш
линия Б
3
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
5
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная0,91,6
реактивная1,62,8
4
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 8
Всего листов 25
19.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 9, ф. 9Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
20.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 10, ф. 10Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
20.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 10, ф. 10Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
Лист № 9
Всего листов 25
21.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 14, ф. 14Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
21.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 14, ф. 14Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
22.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 15, ф. 15Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 10
Всего листов 25
22.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 15, ф. 15Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
23
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 16, КЛ 6 кВ
ф. 16Ш
ТПОЛ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1261-59
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
24.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 17, ф. 17Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,33,3
реактивная2,55,7
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 11
Всего листов 25
24.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 17, ф. 17Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
25.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 19, ф. 19Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
25.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 19, ф. 19Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
26
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 26, КЛ 6 кВ
ф. 26Ш
ТПОЛ-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1261-59
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Лист № 12
Всего листов 25
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
28.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 33, ф. 33Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=800/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
28.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 33, ф. 33Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=800/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
29.1
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
5
6
789
27.1
активная1,02,3
реактивная1,84,2
27.2
Продолжение таблицы 2
12
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 32, ф. 32Ш
линия А
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 32, ф. 32Ш
линия Б
3
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная0,91,6
реактивная1,62,8
4
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 34, ф. 34Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 13
Всего листов 25
30.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 35, ф. 35Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
30.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 35, ф. 35Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
31.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 36, ф. 36Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
6
789
29.2
Продолжение таблицы 2
12
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 34, ф. 34Ш
линия Б
3
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
5
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная0,91,6
реактивная1,62,8
4
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 14
Всего листов 25
31.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 36, ф. 36Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
32.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 37, ф. 37Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
32.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 37, ф. 37Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
Лист № 15
Всего листов 25
33.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 38, ф. 38Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
33.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 38, ф. 38Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
34.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 39, ф. 39Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 16
Всего листов 25
34.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 39, ф. 39Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
35.1
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 40, ф. 40Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
35.2
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 40, ф. 40Ш
линия Б
ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
36.1
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
активная0,91,6
реактивная1,62,8
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 43, ф. 43Ш
линия А
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Лист № 17
Всего листов 25
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
Рег. №
41907-09
6
789
36.2
Продолжение таблицы 2
12
Дзержинская ТЭЦ,
ГРУ-6 кВ, 2 сек.,
яч. 43, ф. 43Ш
линия Б
5
A1805RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
активная1,02,3
реактивная1,84,2
Дзержинская ТЭЦ,
37ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 48, КЛ-48ША
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
38ГРУ- 6 кВ, 3 сек.,
яч. 50, КЛ-50ША
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
39ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 50, КЛ-50ШБ
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
40ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 64, КЛ-64ША
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
41ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 64, КЛ-64ШБ
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
42ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 66, КЛ-66ША
3
ТЛО-10
Ктт=1500/5
Кл.т. 0,2S
Рег. № 25433-11
ТВЛМ-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1856-63
ТЛМ-6
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 3848-73
ТВЛМ-10
Ктт=150/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1856-63
ТЛМ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 2473-69
ТОЛ-10
Ктт=200/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 7069-79
ТЛМ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 2473-69
4
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
RTU-327
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Лист № 18 Trial
листов 25
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
44
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
45
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
46
Дзержинская ТЭЦ,
КТП2-0,4кВ, сек. 1
п. 2 (ниж. прис.)
КЛ 0,4 кВ
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
49
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
Дзержинская ТЭЦ,
43ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 66, КЛ-66ШБ
активная1,33,3
реактивная2,55,7
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
секция 1РО-6 кВ,
яч. 5, КЛ ф. 1
СУ ТЭЦ
Дзержинская ТЭЦ,
КРУ-6кВ, секция
2РО-6 кВ, яч. 22,
КЛ-6 кВ
4
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
НТМИ-6-66
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 2611-70
ЗНОЛ.06
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 3344-04
активная1,33,3
реактивная2,55,7
активная1,03,2
реактивная2,15,6
Дзержинская ТЭЦ,
47ГРУ-6 кВ, 3 сек.,
яч. 61, КЛ-61ШБ
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
48ГРУ-6 кВ, 1 сек.,
яч. 6, КЛ-6Ш
НОМ-6
Ктн=6000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Рег. № 159-49
НТМИ-6
Ктн=6000/100
Кл.т. 0,5
Рег. № 380-49
активная1,33,3
реактивная2,55,7
Дзержинская ТЭЦ,
КТП2-0,4 кВ,
сек. 1, п. 3 (сред.
прис.) КЛ 0,4 кВ
3
ТЛМ-10
Ктт=150/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 2473-69
ТПФМ-10
Ктт=150/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 814-53
ТЛ-10
Ктт=300/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 4346-03
Т-0,66 М У3
Т-0,66 У3
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 36382-07
ТЛМ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 2473-69
ТПОЛ-10
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1261-59
ТК-20
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1407-60
RTU-327
активная1,03,2
реактивная2,15,6
Лист № 19
Всего листов 25
456
789
50
Продолжение таблицы 2
12
Дзержинская ТЭЦ
КТП2-0,4 кВ,
сек. 2, п. 2 (верх.
прис.) КЛ 0,4 кВ
3
ТК-20
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5
Рег. № 1407-60
ПСЧ-4ТМ.05М.16
-Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
активная1,03,2
реактивная2,15,6
Лист № 20
Всего листов 25
* Примечания
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95-1,05)·U
н
; сила тока (1,0-1,2)·I
н
; cos
j
=0,9инд.
(sin
j
=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более
0,05 мТл;
-
температура окружающей среды: (23±2) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)·U
н1
; диапазон
силы первичного тока для ИК №№ 1-3, 5-8, 23, 26, 37-45, 46-50 (0,05-1,2)·I
н1
; диапазон
силыпервичного токадляостальныхИК(0,01-1,2)·I
н1
;коэффициентмощности
cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счётчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)·U
н2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01-1,2)·I
н2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0
(0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03,
СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типа Альфа А1800
от минус 40 до плюс 65 °С;
-
относительная влажность воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03,
СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М не более 90 % при плюс 30 °С; для счётчиков типа Альфа А1800
не более 98 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М и
ПСЧ-4ТМ.05М от 70,0 до 106,7 кПа; для счётчиков типа Альфа А1800 от 60,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 5-8, 23, 26, 37-45, 46-50 указана
для силы тока 5 % от I
ном
, для остальных ИК - для силы тока 2 % от I
ном
cos
j
=0,8инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от 0
до плюс 40 °С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в
таблице 2. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Замена
оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты
АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный
фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).
Лист № 21
Всего листов 25
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока
и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч, среднее
время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=24 ч;
-
сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности t
в
=1 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электрон-
ной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счётчика:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счётчике.
-
журнал УСПД:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счётчике и УСПД;
-
пропадание и восстановление trial со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счётчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
-
счётчика электрической энергии;
-
УСПД;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 22
Всего листов 25
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счётчикитиповСЭТ-4ТМ.03,СЭТ-4ТМ.03МиПСЧ-4ТМ,05М-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении
питания - не менее 5 лет;
-
счётчики типа Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
УСПД RTU-327 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-
сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока встроенные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока стационарные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения измерительные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения заземляемые
Тип компонента
2
ТШВ-15
ТШ-20
IRB-260
ТШЛ-20-1
ТШЛ-20Б-1
ТФЗМ-110Б
ТВ-110
SB 0,8
ТЛО-10
ТПОЛ-10
ТВЛМ-10
ТЛМ-6
ТЛМ-10
ТОЛ-10
ТПФМ-10
ТЛ-10
Т-0,66 У3
ТК
НОЛ.08
ЗНОЛ.06
GSE-10
ЗНОЛПМ
Количество
3
3 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
24 шт.
72 шт.
6 шт.
4 шт.
2 шт.
8 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
3 шт.
6 шт.
2 шт.
9 шт.
3 шт.
3 шт.
Лист № 23
Всего листов 25
23
ЗНОМ-20-63 3 шт.
НКФ-110-57 У1 3 шт.
НКФ-110-83 У1 3 шт.
НАМИ-110 УХЛ1 6 шт.
НТМИ-6 6 шт.
НОМ-616 шт.
НТМИ-6-66 1 шт.
СЭТ-4ТМ.035 шт.
СЭТ-4ТМ.03М1 шт.
ПСЧ-4ТМ.05М44 шт.
Альфа А180018 шт.
Продолжение таблицы 3
1
Трансформаторы напряжения однофазные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии трехфазные много-
функциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройство синхронизации системного времени
Сервер БД
Методика поверки
Паспорт-формуляр
RTU-327 2 шт.
УССВ-35HVS 1 шт.
HP ProLiant DL380 R07 2 шт.
- 1 экз.
АУВГ.420085.075 ПС 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 65893-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Дзержинской ТЭЦ филиала
«Нижегородский»ПАО«ТПлюс».Измерительныеканалы.Методикаповерки»,
утвержденному ООО «ИЦРМ» в октябре 2016 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика
поверки»;
-
счётчикСЭТ-4ТМ.03-всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
-
счётчикСЭТ-4ТМ.03М-всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
04 декабря 2007 г.;
-
счётчикПСЧ-4ТМ.05М-всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
20.11.2007 г.;
-
счётчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и ДЯИМ.411152.018 МП
«Счетчики электрическойэнергиитрехфазныемногофункциональныеАльфаА1800.
Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;
Лист № 24
Всего листов 25
-
УСПД RTU-327 - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП
«Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Основные средства поверки:
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформато-
ров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформато-
ров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы
от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
автоматизированная
Дзержинской ТЭЦ
Сведения о методиках (методах) измерений
приведенывдокументеАУВГ.420085.075.И3«Система
информационно-измерительная коммерческого trial электроэнергии
филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс». Руководство пользователя».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения.
Изготовитель
Филиал «Нижегородский» Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс»)
ИНН 6315376946
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Алексеевская, д. 10/16, Бокс 62
Юридический адрес: 143421, Московская область, Красногорский р-н, автодорога
«Балтия», территория бизнес-центр «Рига-Ленд», строение 3
Телефон/факс: (831) 257-71-11
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (929) 935-90-11
Лист № 25
Всего листов 25
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в
области метрологии» (ООО «ИЦРМ»)
Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер. корп. 526
Телефон: (495) 278-02-48
Web-сайт:
www.ic-rm.ru
E-mail:
info@ic-rm.ru
Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru