ГРСИ 71091-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт". Часть 2 Нет данных. Поверка

Приложение к свидетельству № 69787

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной

за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения

и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах другим

удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть

использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

- 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);

- хранения результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)

и от несанкционированного доступа;

- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

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

состоянии объектови средств измерений со стороны сервера организации (внешних пользователей);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают

в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики

активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя:

Для ИК №№ 1 - 4 - устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RТU-325L,

сервер АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» (рег. №47140-11), устройство синхронизации системного

времени (далее - УССВ), выполненного на базе GPS-приемника типа УССВ 35HVS,

каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 5 - 41 - сервер АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат

«Электрохимприбор») (рег. №64363-16), устройства синхронизации времени (далее - УСВ),

выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 42 - 56 - УСПД RTU-325L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК»

по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа

УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;

Лист № 2

Всего листов 22

Для ИК №№ 57 - 58 - УСПД RTU-327L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК»

по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа

УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК № 59 - сервер АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ)

(рег. №49948-12), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую

аппаратуру;

Для ИК №№ 60 - 70 - УСПД RTU-325, сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ»

(рег. №44152-10), УССВ, выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя:

сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» с установленным программным обеспечением

(далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», локально-

вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства

приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной

сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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.

Результаты измерений для каждого интервала измерений и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых

числах кВт ч.

В точках измерений 1-4, цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах

АО «АЭХК» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется

хранение, накопление и передача результатов измерений на сервер АО «АЭХК». 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

пересчитанных коэффициентов трансформации защищены от изменения путем включения

в хэш-код идентификационных признаков. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ

предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.

Сопряжение электросчетчиков и УСПД на ГПП-1, электросчетчиков и УСПД на ГПП-2

с сервером АО «АЭХК» осуществляется посредством преобразователя интерфейсов RS-422/485

- Ethernet с использованием оптоволоконного кабеля, образуя основной канал передачи данных.

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер АИИС КУЭ

ОАО «АЭХК», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление,

выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование

и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов

и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД

АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется

по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности

оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации

непосредственносэлектросчетчика,припомощипереносногоинженерногопульта,

с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных сервера АО «АЭХК».

Лист № 3

Всего листов 22

В точках измерений №№ 13-18, 24-26, 28, 30-32, 35, 36 цифровой сигнал с выходов

счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485), поступает на входы сервера АИИС КУЭ

АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»), в точках измерений

№№ 5-8, 33, 34, 37, 38, 39-41 по GSM-каналам связи один раз в 30 минут происходит опрос

счетчиков и считывание с них 30-минутных профилей мощности для каждого канала учета,

параметров электросети и журналов событий сервером АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт»

(ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») с периодичностью, где осуществляется хранение

измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление

справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата

80020,80030,80040) на сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим

заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-

провайдера.

В точках измерений 42-58, на объектах ПАО «МОЭСК», УСПД по проводным линиям

связи считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации

ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет

производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного конфигурирования)

и хранение измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы поступают на сервер

АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК», где осуществляется хранение измерительной информации,

ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности,

оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации

(xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим

заинтересованным организациям по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

Вточкеизмерений59,цифровойсигналсвыходасчетчиканаобъекте

АО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) по проводным каналам связи поступает на сервер

АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ), где осуществляется вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение

измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов

и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД

АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется

по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точках измерений 60-70, на объектах АО «ПО ЭХЗ», УСПД по проводным линиям

связи и считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации

ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет

производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного

конфигурирования) и хранения измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы

поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ», где осуществляется хранение измерительной

информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации,

в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных

и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата

80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям

осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точках измерений 71-72, на объектах ЗАО «Плайтерра», цифровой сигнал с выхода

счетчика поступает на сервер АО «Атомэнергопромсбыт», где осуществляется вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение

измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов и

последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040).

Лист № 4

Всего листов 22

На верхнем - уровне системы при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» выполняется дальнейшая

обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации

в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента

Отчеты в формате XML формируются на ИВК АО «Атомэнергопромсбыт», подписываются

электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети интернет

в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам

оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭоснащенасистемой обеспеченияединоговремени (СОЕВ), котораяформируется

на всех уровнях системы.

В точках измерений 1-4 на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» установлено УССВ

35HVS выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию

часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера

и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении

часов УСПД и времени сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД

проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД

с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении

часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

В точках измерений 5-41 на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт»

(ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») установлен GPS-приемник, который обеспечивает

автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении

часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов

сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится

при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.

В точках измерений 42-58 на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» установлено УСВ-1,

выполненное на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов

сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника

более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени

сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе

связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут,

коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Вточкеизмерений59насервереАИИСКУЭОАО«АтомЭнергоСбыт»

(ФГУП «УЭМЗ) установлено УСВ выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает

автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при

расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются

от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится

при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.

В точках измерений 60-70 на УСПД установлено УССВ выполненное на базе

GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция

часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и GPS-приемника более чем на ±1 с.

Коррекция часов сервера АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» проводится при расхождении часов

сервера и времени УСПД более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при

каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика

и УСПД более чем на ±2 с.

В точках измерений 71-72 часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК

АО «Атомэнергопромсбыт» с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков

проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» более чем на ± 2 с.

Лист № 5

Всего листов 22

В качестве источника синхронизации времени ИВК АО «Атомэнергопромсбыт»

используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу

точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени

NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного

первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени

NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс.

Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов

сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо

от наличия расхождений.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты,

секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого

и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используются ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера», в состав

которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера»

обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями

в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК»

Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт»

(ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»)

Идентификационное наименование ПОПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 6.0

Цифровой идентификатор ПО СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК»

Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ)

Идентификационное наименование ПОПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 6.0

Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Лист № 6

Всего листов 22

Окончание таблицы 1

Идентификационные признакиЗначение

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ»

Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на СБД АО «Атомэнергопромсбыт»

Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 15.07.04

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» не влияют на метрологические

характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 7

Всего листов 22

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Измерительные компоненты

Номер ИК

Вид

электроэне

ргии

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Наименование

объекта

ТТТНСчётчикУСПД

погреш-

ность в

Метрологические

характеристики ИК

О

сн

ов-

Погреш-

ная

рабочих

н

ост

ь

, %

условии-

ях, %

7

89

1

НКФ-110

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

A1802RAL-P4GB-

Кл. т. 0,2S/0,5

DW-4RTU-325L

±1,1±3,0

±2,7±4,8

ОРУ-110 кВ,

Кл. т. 0,5S

НКФ-110A1802RAL-P4GB-

±1,1±3,0

±2,7±4,8

ОРУ-110 кВ,Кл. т. 0,5S

НКФ-110A1802RAL-P4GB-

±1,1±3,0

±2,7±4,8

ОРУ-110 кВ,

Кл. т. 0,5S

НКФ-110A1802RAL-P4GB-

±1,1±3,0

±2,7±4,8

5

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5-

активная

±1,1±3,0

Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5

123456

ГПП-1 ПС Иркутская ТВ-ТМ-35Л-110-

(500/220/110/35/10/6),УХЛ1

ОРУ-110 кВ, Кл. т. 0,5S

яч. МВ-110 ШП-10А1000/5

ГПП-2 ПС Иркутская ТВ-ТМ-35Л-110-

2

(500/220/110/35/10/6),УХЛ1

Кл. т. 0,5DW-4RTU-325L

яч. МВ-110 ШП-10Б 1000/5

110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5

ГПП-1 ПС ИркутскаяТВ-ТМ-35Л-110-

3

(500/220/110/35/10/6),УХЛ1

Кл. т. 0,5DW-4RTU-325L

яч. М

В-

110 ШП-11А 1000/5

110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5

ГПП-2 ПС ИркутскаяТВ-ТМ-35Л-110-

4

(500/220/110/35/10/6),УХЛ1

Кл. т. 0,5DW-4RTU-325L

яч. М

В-

110 ШП-11Б 1000/5

110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5

ПС 220 кВ Янтарь,

ТПШЛ-10

НТМ

И

-6

СЭТ-4ТМ.03М

РУ-6 кВ, 1С 6 кВ

3000/5 6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

ПС 220 кВ Янтарь,

ТПШЛ-10

НТМ

И

-6

СЭТ-4ТМ.03М

РУ-6 кВ, 2С 6 кВ

3000/5 6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

6-

реактивная

активная

реактивная

±2,7 ±4,8

±1,1 ±3,0

±2,7±4,8

Лист № 8

Всего листов 22

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0

5

7Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,5

6789

активная ±1,2 ±3,4

-

реактивная±2,8±5,8

8

ТОЛ-СЭЩ

Кл. т. 0,5S

Продолжение таблицы 2

1234

ПС 220 кВ Янтарь,

ТОЛ-СЭЩЗНОЛ.06

-

6УЗ

РУ-6 кВ, 3С 6 кВ

1500/5 6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6УЗ

ПС 220 кВ Янтарь,Кл. т. 0,5

РУ-6 кВ, 4С 6 кВ

1500/5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ

активная±1,2±3,4

-

реактивная±2,8±5,8

активная±0,8±2,1

-

реактивная±1,6±4,1

УХЛ2

Кл. т. 0,2

активная±0,6±1,4

-

реактивная±1,3±2,6

ПС 220 кВ Янтарь,ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

9ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кл. т. 0,2Кл. т. 0,2

Уральская-Янтарь600/5110000:√3/100:√3

ПС 220 кВ Янтарь,

Т

В

Г-УЭТМ®-110

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

10ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВКл. т. 0,2

Кварц-Янтарь

600/5

110000:√3/100:√3

ПС 220 кВ Янтарь,ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

11ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кл. т. 0,2Кл. т. 0,2

Янтарь-Яшма-1600/5110000:√3/100:√3

ПС 220 кВ Янтарь, ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

12ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВКл. т. 0,2Кл. т. 0,2

Янтарь-Яшма-2 600/5 110000:√3/100:√3

ПС 110 кВ Уральская, ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

13ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВКл. т. 0,2Кл. т. 0,2

НТГРЭС-Уральская-1600/5110000:√3/100:√3

ПС 110 кВ Уральская, ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

14ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВКл. т. 0,2Кл. т. 0,2

НТГРЭС-Уральская-2 600/5 110000:√3/100:√3

активная±0,8±2,1

-

реактивная ±1,6 ±4,1

активная ±0,8 ±2,1

-

реактивная ±1,6 ±4,1

активная ±0,8 ±2,1

-

реактивная ±1,6 ±4,1

активная ±0,8 ±2,1

-

реактивная±1,6±4,1

Лист № 9

Всего листов 22

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0

17

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ,

ф.27

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0

18

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ,

ф.28

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0

19

ТП-93 6 кВ,

ввод 0,4 тр-ра

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

20

ПС 110 кВ Яшма,

РУ-6 кВ, яч.31

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

21

ПС 110 кВ Яшма,

РУ-6 кВ, яч.4

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

22

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0

23

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0

4

5

6789

15

Продолжение таблицы 2

1 2

ПС 110 кВ Уральская,

ОРУ-110 кВ,

ВЛ 110 кВ

Уральская-Ис

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

активная±0,8±2,1

-

реактивная±1,6±4,1

ПС 110 кВ Уральская,

16ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ

Гранит-Уральская

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

активная±0,8±2,1

-

реактивная±1,6±4,1

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ,

яч.3

ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ,

яч.23

3

ТВГ-УЭТМ®-110

УХЛ2

Кл. т. 0,2

600/5

ТВГ-УЭТМ®-110

УХЛ2

Кл. т. 0,2

600/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S

300/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

300/5

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

активная±1,2±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,0 ±3,3

-

реактивная ±2,4 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная±2,8±5,7

Лист № 10

Всего листов 22

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

26

ТП-230 6 кВ, РУ-6 кВ,

ф.230-92-363

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0

27

-

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,03

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

29

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

33

ПС 110 кВ Яшма,

РУ 6 кВ, ф.6

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

5

Продолжение таблицы 2

1 2

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

24КЛ-6 кВ к ТП-2206

6 кВ

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

25КЛ-6 кВ к ТП-2207

6 кВ

4

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ,

ф.4

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

281С 6 кВ, КЛ-6 кВ

к ТП-2350

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ,

ф. 3

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

302С 6 кВ, КЛ-6 кВ

к ТП-2350

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

311С 6 кВ, КЛ-6 кВ

к ТП-2370

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

322С 6 кВ, КЛ-6 кВ

к ТП-2370

3

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

ТПЛ-10-М-У2

Кл. т. 0,5S

400/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

150/5

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5

50/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S

100/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

200/5

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

6789

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,4

-

реактивная ±2,8 ±5,8

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,0 ±3,2

-

реактивная ±2,4 ±5,6

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,0 ±3,3

-

реактивная ±2,4 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

-

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,1 ±3,0

-

реактивная±2,7±4,8

Лист № 11

Всего листов 22

34

ПС 110 кВ Яшма,

РУ 6 кВ, ф.33

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

-

35

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ,

ф.34

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

-

36

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ,

ф.37

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

-

37

ТП-203 6 кВ,

РУ-6 кВ, ф. 203-761

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

-

38

ТП-203 6 кВ,

РУ-6 кВ, ф. 203-786

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

-

39

ТП-93 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч.1

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

-

40

ТП-93 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч.3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

-

41

ТП-93 6 кВ,

РУ-6 кВ, ф. 93-700

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

-

42

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.38

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

43

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.45

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

Продолжение таблицы 2

1 2

5

6

789

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

3

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

200/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПЛ-10-М-У2

Кл. т. 0,5

300/5

ТПЛ-10-М-У2

Кл. т. 0,5

300/5

ТОЛ-НТЗ-10

Кл. т. 0,5

100/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

4

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная±2,8±5,3

Лист № 12

Всего листов 22

44

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.56

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

45

ПС-182 ЗРУ-6 кВ

фид.7

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

46

ПС-182 ЗРУ-6 кВ

фид.9

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

47

ПС-182 ЗРУ-6 кВ

фид.10

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

48

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.24

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

49

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.26

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

50

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.37

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

RTU-325L

51

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.42

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

52

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.62

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

53

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.65

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

Продолжение таблицы 2

1 2

5

6

789

активная ±1,0 ±3,3

реактивная ±2,5 ±5,2

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,6 ±4,6

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,6 ±4,6

активная ±1,0 ±3,3

3

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

800/5

ТПОФ10

Кл. т. 0,5

750/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

750/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

600/5

4

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

реактивная ±2,5 ±5,2

активная ±1,0 ±3,3

реактивная±2,5±5,2

Лист № 13

Всего листов 22

54

ПС-182 КРУН-6 кВ

фид.67

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

55

ПС-182 КРУ-10 кВ

фид.5

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

56

ПС-182 КРУ-10 кВ

фид.6

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

57

ПС-61 КРУ-6 кВ

фид.45

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L-

E2-M2-B2

58

ПС-61 КРУ-6 кВ

фид.46

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L-

E2-M2-B2

59

ТОП М-0,66 УЗ

Кл. т. 0,5S

50/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

60

ТФЗМ-110Б-III У1

Кл. т. 0,5

1500/5

НКФ-110-57

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

61

ТФЗМ-110Б-III У1

Кл. т. 0,5

1500/5

НКФ-110-57

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

Продолжение таблицы 2

1 2

5

6

789

активная ±1,0 ±3,3

реактивная ±2,5 ±5,2

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,7

активная ±1,2 ±3,3

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

3

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТОЛ-К-10У2

Кл. т. 0,5

1000/5

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

600/5

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

600/5

4

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

НТМИ-10-66УЗ

Кл. т. 0,5

10000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

реактивная ±2,8 ±5,3

активная ±1,2 ±3,3

реактивная±2,8±5,3

активная±1,0±3,3

реактивная±2,4±5,7

активная±1,1±3,0

реактивная±2,7±4,8

ЩУ1-0,4 кВ

гаражного бокса,

КЛ-0,4 кВ

от ВР1 0,4 кВ

ПС-22 110 кВ,

ОРУ-110 кВ, п.11Р.

ВЛ 110 кВ

Красноярская

ГРЭС-2 - ЭХЗ 2 цепь

(С-104)

ПС-243 110 кВ,

ОРУ-110 кВ, п.11Р.

ВЛ 110 кВ

Красноярская

ГРЭС-2 - ЭХЗ 3 цепь

(С-105)

активная±1,1±3,0

реактивная±2,7±4,8

Лист № 14

Всего листов 22

ТФЗМ-110Б-III У1

Кл. т. 0,5

1500/5

НКФ-110-57

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

63

ПС-23 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 48

RTU-325

64

ПС-23 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 19

RTU-325

65

ПС-1 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 7

RTU-325

66

ПС-1 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 38

RTU-325

67

ТП ТНС-9 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 9

RTU-325

68

ТП ТНС-9 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 10

RTU-325

69

ТП ТНС-9 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 11

RTU-325

70

ТП ТНС-9 6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. № 12

RTU-325

3

4

5

6

789

62

Продолжение таблицы 2

1 2

ПС-22 110 кВ,

ОРУ-110 кВ, п.11Р.

ВЛ 110 кВ

Красноярская

ГРЭС-2 - ЭХЗ 4 цепь

(С-106)

активная±1,1±3,0

реактивная±2,7±4,8

активная±1,1±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

ТПЛ-10УЗ

Кл. т. 0,5

400/5

ТВЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

ТОЛ-10 УЗ

Кл. т. 0,5

200/5

ТОЛ-10 УЗ

Кл. т. 0,5

200/5

ТОЛ-10 -1-1У2

Кл. т. 0,5

5/5

ТОЛ-10 -1-1У2

Кл. т. 0,5

5/5

ТОЛ-10 -1-1У2

Кл. т. 0,5

30/5

ТОЛ-10 -1-1У2

Кл. т. 0,5

30/5

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

НАМИТ-10-2УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

НАМИТ-10-2УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная ±2,7 ±4,8

активная ±1,1 ±3,0

реактивная±2,7±4,8

Лист № 15

Всего листов 22

ввод 1

ОЛ-СЭЩ-1

Кл. т. 0,5

8 9

±1,2 ±3,4

ввод 2

ОЛ-СЭЩ-1

Кл. т. 0,5

5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12.01

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12.01

Кл. т. 0,5S/1,0

67

активная

-

реактивная

активная

-

реактивная

±2,8 ±5,8

±1,2 ±3,4

Продолжение таблицы 2

1234

71

ТР-1 10 кВ, Яч №9,

Т

Кл.

т

. 0,5S

0ЗНОЛ

-

НТЗ

-

10

300/5 10000:√3/100:√3

72

ТР-1 10 кВ, Яч №1,

Т

Кл.

т

. 0,5S

0ЗНОЛ

-

НТЗ

-

10

300/5 10000:√3/100:√3

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±2,8 ±5,8

±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

j

= 0,8 инд, I=0,02 (0,05 I

ном

) и температуры окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 72 от 0 до плюс 40 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства

синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно

с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 16

Всего листов 22

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

.

от 49,6 до 50,4

от -40 до +70

от -40 до +60

120000

165000

140000

165000

140000

90000

140000

165000

120000

165000

2

Значение

72

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos

j

- температура окружающей среды,

о

С

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,

о

С

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков,

о

С:

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

о

С

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01

для электросчетчика СЭТ-4ТM.02M.03

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M.04

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.09

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04

для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12.01

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RТU-325L, RТU-325

для УСПД RТU-327L-E2-M2-B2

- среднее время восстановления работоспособности, ч

100000

40000

2

Лист № 17

Всего листов 22

114

40

45

10

Значение

70000

1

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление

за месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет,

не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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 электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Лист № 18

Всего листов 22

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную

информационно-измерительнуюкоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)

АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ

и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

12

Трансформатор тока ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1

Трансформатор тока ТПШЛ-10

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ

Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ®-110-0,2

Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2

Трансформатор тока ТПЛ-10

Трансформатор тока ТШП-0,66

Трансформатор тока ТЛМ-10

Трансформатор тока ТПЛ-10

Трансформатор тока ТПЛ-10-М-У2

Трансформатор тока ТОП-0,66

Трансформатор тока ТПОЛ-10

Трансформатор тока ТОП-0,66

Трансформатор тока ТЛМ-10

Трансформатор тока ТПОЛ-10

Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10

Трансформатор тока ТЛМ-10

Трансформатор тока ТПОФ10

Трансформатор тока ТВЛМ-10

Трансформатор тока ТОЛ-К-10У2

Трансформатор тока ТОП М-0,66 УЗ

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-III У1

Трансформатор тока ТПЛ-10УЗ

Трансформатор тока ТВЛ-10

Трансформатор тока ТОЛ-10 УЗ

Трансформатор тока ТОЛ-10 -1-1У2

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10

Трансформатор напряженияНКФ-110

Трансформатор напряжения НТМИ-6

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6УЗ

Трансформатор напряжения ЗНОЛ

Трансформатор напряжения ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

Рег №

3

61552-15

1423-60

51623-12

52619-13

1276-59

47957-11

2473-69

47958-11

47959-11

1261-59

47958-11

15174-06

3848-73

1261-08

51679-12

2473-05

518-50

1856-63

57873-14

59924-15

2793-88

1276-59

1856-63

7069-79

15128-07

51623-12

26452-06

2611-70

46738-11

53343-13

Количество, шт.

4

12

4

6

5

3

21

3

8

1

6

3

18

2

3

4

2

3

2

8

2

3

9

2

4

12

4

12

2

5

1

12

Лист № 19

Всего листов 22

A1802RAL-Р4GB-DW-4

СЭТ-4ТM.03M

СЭТ-4ТM.03M.01

СЭТ-4ТM.02M.03

ПСЧ-4ТM.05M

ПСЧ-4ТM.05M.04

СЭТ-4ТM.03M.09

ПСЧ-4ТM.05MК.00

СЭТ-4ТM.03M

ПСЧ-4ТM.05MК.00

СЭТ-4ТM.02.2

СЭТ-4ТM.03

СЭТ-4ТM.03.01

ПСЧ-4ТM.05MК.04

A1802RAL-Р4GB-DW-4

ПСЧ-4ТM.05MК.12.01

RТU-325L

RТU-325

RТU-327L-E2-M2-B2

2

НТМИ-6-66

НТМИ-6

ЗНОЛ.06-6У3

НАМИ-10

НТМИ-10-66УЗ

НАМИ-10-95 УХЛ2

НКФ-110-57

НАМИТ-10-2УХЛ2

ЗНОЛ-НТЗ-10

34

2611-70 11

831-53 8

46738-11 1

3344-08 8

11094-87 2

831-69 1

20186-00 1

14205-0512

18178-99 2

51676-12 6

31857-064

36697-124

36697-127

36697-124

36355-075

36355-072

36697-081

50460-124

36697-086

64450-165

20175-0112

27524-041

27524-043

50460-121

31857-0611

50460-122

37288-083

37288-081

Продолжение таблицы 4

1

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи

данных

Устройство сбора и передачи

данных

Устройство сбора и передачи

данных

41907-091

Лист № 20

Всего листов 22

УССВ 35HVS

УСВ-1

УСВ-2

2

АЛЬФА Центр

ПК «Энергосфера»

34

-4

-2

-1

28716-051

41681-091

Окончание таблицы 4

1

Программное обеспечение

Устройство синхронизации

времени

Устройство синхронизации

времени

Устройство синхронизации

времени

Методика поверки

Паспорт-Формуляр

МП 008-2018

РЭСС.411711.АИИС.531 ПФ

- 1

Поверка

осуществляется по документу МП 008-2018 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт».

Часть 2. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 02.04.2018 г.

Основные средства поверки:

-трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

-трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения

без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-счетчиковA1802RAL-Р4GB-DW-4,A1802RAL-Р4GB-DW-4-подокументу

МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

19 мая 2006 г.;

-счетчиковСЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.01, СЭТ-4ТM.02M.03 - по документу «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, . Руководство

по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному

с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.04 - по документу «Счетчики электрической

энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки»

ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.09, СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической

энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.

Часть 2. Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,согласованномусГЦИСИ

ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

-счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00, ПСЧ-4ТM.05MК.12.01, ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу

«Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1,

согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-счетчиков СЭТ-4ТM.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной

электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.

Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки»,

согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

Лист № 21

Всего листов 22

-счетчиков СЭТ-4ТM.03, СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической

энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика

поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

10 сентября 2004 г.;

-УСПД RТU-325L, RТU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных

RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному

с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-УСПД RТU-327L-E2-M2-B2 - по документу «Устройства сбора и передачи данных

серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-УСВ - 2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ 237.00.trial», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.

-УСВ - 1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.

-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры 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 в виде наклейки со штрих - кодом

и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе«Методика измерений электрической энергии и мощности

с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2, аттестованной

ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2

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

технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные

системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

положения

Изготовитель

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Юридический адрес: 600017, область Владимирская, город Владимир, улица Сакко

и Ванцетти, 23

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Телефон/факс: 8(4922)22-21-62/8(4922)42-31-62

E-mail:

post@orem.su

Web-сайт:

http://www.orem.su/

Лист № 22

Всего листов 22

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСИСТЕМЫ»

(ООО «ЭНЕРГОСИСТЕМЫ»)

Юридический адрес: 600000, Владимир, ул. Большая Московская, д.71А, этаж цоколь № 1

Адрес: 600000, Владимир, ул. Большая Московская, д.71А, этаж цоколь № 1

Телефон: 8 (910) 779-20-71

E-mail:

energystm@yandex.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»

(ООО «Спецэнергопроект»)

Адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр. д. 42, к.6

Юридический адрес: 111024, г. Москва, ул. Авиамоторная, д. 50, к. 2

Телефон: 8 (985) 992-27-81

E-mail:

info.spetcenergo@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312426 от 30.01.2018 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2018 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
66886-17	Преобразователи измерительные многофункциональные	ПРИЗ-001	АО "Юг-Система плюс", г.Краснодар	8 лет	Перейти
51250-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО "Автокран"	Нет данных	ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва	4 года	Перейти
65964-16	Система автоматизированная информационно-измерительная учета энергоресурсов ПАО "ППГХО"	Нет данных	ООО "ЭнергоСеть", г.Ступино	4 года	Перейти
20703-00	Системы информационно-измерительные количественного учета жидких продуктов	ИИС-2М	ОАО "Завод "Красное знамя", г.Рязань	1 год	Перейти
80987-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Ульяновский ПАО "Т Плюс" г. Ульяновск		Филиал "Ульяновский" Публичного Акционерного Общества "Т Плюс" (ПАО "Т Плюс"), г. Ульяновск	4 года	Перейти