Приказ Росстандарта №1457 от 26.11.2015

№1457 от 26.11.2015
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 2571
О внесении изменений в описание типа на автоматизированную информационно-измерительную комерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО "Иркутскэнерго" "ТЭЦ-6" АИИС КУЭ ТЭЦ-6

2015 год
месяц November

835 Kb

Файлов: 1 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ ИТОРГОИЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

26 ноября 2015 г.

ПРИКАЗ

1457

№______

Москва

О внесении изменений в описание типа

на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6

Во исполнение приказа Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», зарегистрированного в Министерстве • юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940, в связи с обращением ЗАО «ИРМЕТ» от 9 ноября 2015 г. № 306-21/1191 приказываю:

1. Внести в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6, зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 31257-06 изменения в соответствии с приложением к настоящему приказу.
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» ноября 2015 г. № 1457

Изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6 (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» (Гос.реестр СИ РФ № 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной 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- й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 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-6 ПАО «Иркутск-энерго» (г, Братск, Иркутской области) (42 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.
3- й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ПАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением АльфаЦЕНТР AC_SE-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-6 ПАО «Иркутскэнерго» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ПАО «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 ПАО «Иркутскэнерго».

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ПАО «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-6 ПАО «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) ПАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ПАО «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 работы системы по присоединениям ТЭЦ-6 ПАО «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 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 компонентов системы на всех уровнях АИИС КУЭ. Данная функция является централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней. На уровне ИВК ПАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе УССВ-2 (Гос.реестр № 54074-13) с FJIOHACC/GPS-приемником сигналов времени. Настройка системных часов сервера БД ИВК ПАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от УССВ с помощью программного обеспечения AC_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, синхронизируются 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. Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы на интервале одни сутки (суточный ход часов компонентов системы): ±5 с.

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». Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows ХР Professional», программный пакет «MS Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.

В состав ПО для передачи данных в Программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора (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.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 (по MD5)
Наименование программного модуля ПО	ac_metrology.dll Библиотека метрологически значимой части ПО (результатов измерений, коэффициентов транс-формации измерительных трансформаторов, др)

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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

дополнительной абсолютной погрешности ИВК за счет математической обработки измерительной ±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного)

Предел допускаемой «АльфаЦЕНТР», получаемой информации, составляет 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 3, нормированы с учетом ПО.

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

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера	Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
1-42	ТЭЦ-6	УСПД	RTU-325-E1-512-M3-B8-G ГР№ 19495-03 Зав. № 1225		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
1	ТГ-1	ТТ КТ 0,5 Кгг=8000/5	ТШВ-15 ГР №5719-76 Зав. № 728 (фаза А) Зав. № 1015 (фаза В) Зав. № 984 (фаза С)	00096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	НТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 2664		Напряжение первичное
		Счетчик KT0,2S (А)/0,5 (R) Лс7“1 /?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120151		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
2	ТГ-2	ТТ КТ 0,5 Ктг=8000/5	ТШВ-15 ГР №5719-76 Зав. № 2992 (фаза А) Зав. № 1973 (фаза С) ТШЛ-20 ГР № 1837-63 Зав. № 76 (фаза В)	00096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 Ктн= 6000/100	ЗНОМ-15-63 ГР№ 1593-70 Зав. № 14131 (фаза А) Зав. № 14123 (фаза В) Зав. № 13449 (фаза С)		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксу=1 Я=5000имп/кВт(квар)' ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120150		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера	Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
3	тг-з	ТТ КТ 0,5 Кгг=8000/5	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. № 452 (фаза А) Зав. № 8564 (фаза В) Зав. №368 (фаза С)	00096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	3HOM-15-63 ГР№ 1593-70 Зав. №25726 (фаза А) Зав. № 25729 (фаза В) Зав. №25721 (фаза С)		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) ^7 = 1 7?=5000имп/кВт(квар)-ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120152		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
4	ТГ-4	ТТ КТ 0,5 Ктт⁼8000/5	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. № 153 (фаза А) Зав. № 8556 (фаза В) Зав. №8541 (фаза С)	00096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	3HOM-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 28096 (фаза А) Зав. № 26610 (фаза В) Зав. № 28065 (фаза С)		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Асч⁼1 7?=5 ОООим п/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120155		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
5	ТГ-5	ТТ КТ 0,5 Kyj^sooo/s	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. № 6335 (фаза А) Зав. № 6334 (фаза В) Зав. №6342 (фаза С)	00096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	3HOM-15-63 ГР№ 1593-70 Зав. № 36313 (фаза А) Зав. №35333 (фаза В) Зав. №35328 (фаза С)		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 /?=5000имп/кВт(квар)’ ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120148		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
6	КЛ 6 кВ яч. 1а, 1 РП-20	ТТ КТ 0,5 К_п^ Ю00/5	ТПОЛ-Ю ГР № 1261-59 Зав.№ 21766 (фаза А) Зав.№ 47891 (фаза С)	12000	Ток первичный

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		TH КТ 0,5 Ктн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Ясч⁼1 Я=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119952		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
7	КЛбкВ яч. 16, 1 РП-17	тт КТ 0,5 Ктт=800/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 27662 (фаза А) Зав.№ 70499 (фаза С)	0096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Ксч~1 /?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119955		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
8	КЛбкВ яч. 1в, Водозабор А	ТТ КТ 0,5 Кп^ЗОО/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 39324 (фаза А) Зав.№ 39524 (фаза С)	0096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_Тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) /lC7 ⁼ 1 /?=5000имп/кВт(квар)' ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120003		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
9	КЛбкВ яч. 2а, 1 РП-33	ТТ КТ 0,5 Кп‘—600/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 661 (фаза А) Зав.№ 683 (фаза С)	7200	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/1,0 (R) *ст=1 /^бОООимп/кВтСквар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120078		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
10	КЛбкВ яч. 26, СД-4	ТТ КТ 0,5 Ктт=200/5	ТПЛ-10 ГР№ 1276-59 Зав.№ 2533 (фаза А) Зав.№ 2534 (фаза С)	2400	Ток первичный
10	КЛбкВ яч. 26, СД-4	TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916	2400	Напряжение первичное

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) R=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав. №01119939		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
И	КЛ 6 кВ яч. 8а, 1 РП-18	ТТ КТ 0,5 Ктг=600/5	тпол-ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 47924 (фаза А) Зав.№ 47694 (фаза С)	о о см г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Лсч⁼1 7?=5000имп/кВт(квар)' ч	A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119999		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
12	КЛ 6 кВ яч. 86, 2 РП-23	ТТ КТ 0,5 Ктт~800/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 47673 (фаза А) Зав.№ 37414 (фаза С)	о о чо 04	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч⁼1 /£=5000имп/кВт(квар)-ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119956		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
13	КЛ 6 кВ яч. 8в, ТП-5 Т-2	ТТ КТ 0,5 К_тг=600/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 36292 (фаза А) Зав.№ 5798 (фаза С)	о о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2416, 1916		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Лсч~1 R=5 000имп/кВт(квар)‘ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120084		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
14	КЛбкВ яч. 196, ТП-5 Т-3	ТТ КТ 0,5 Кут^вОО/З	ТПЛ-10 ГР №47958-11 Зав.№ 00072-13 (фаза А) Зав.№ 00075-13 (фаза С)	о о ЧО о>	Ток первичный
14	КЛбкВ яч. 196, ТП-5 Т-3	TH КТ 0,5 К_тн~ 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 2507, 056	о о ЧО о>	Напряжение первичное

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) *CT=1 /?=5000имп/кВт(квар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120073		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
15	КЛ 6 кВ яч. 26, ШП-1	тт КТ 0,5 Ктг=6000/5	ТШВ-15 ГР №5719-76 Зав. № 1122 (фаза А) Зав. № 900 (фаза С)	о о о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч~1 7?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120114		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
16	КЛ 6 кВ яч. 27, ШП-2	ТТ КТ 0,5 Кп-6000/5	ТШВ-15 ГР №5719-76 Зав. № И17 (фаза А) Зав. № 1119 (фаза С)	о о о (N г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2507, 056		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) *сч=1 Я=5 000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01154424		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
17	КЛ 6 кВ яч. 30а, 2РП-17	ТТ КТ 0,5 Кп=800/5	тпол-ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 42102 (фаза А) Зав.№ 39523 (фаза С)	о о 40	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) 7Гсч=1 Я=5000имп/кВт(квар)-ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119958		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
18	КЛ 6 кВ яч. 32а, 1 РП-3	ТТ КТ 0,5 Ктт=1500/5	ТЛМ-10 ГР №48923-12 Зав.№ 0373130000028 (ф.А) Зав.№ 0373130000030 (ф.С)	о о о оо	Ток первичный
18	КЛ 6 кВ яч. 32а, 1 РП-3	TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568	о о о оо	Напряжение первичное

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) *сч=1 /?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120069		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
19	КЛ 6 кВ ян. 35а, 2 РП-20	тт КТ 0,5 Ктт= 1000/5	ТЛМ-10 ГР №2473-69 Зав.№ 0374 (фаза А) Зав.№ 0312 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 2507, 056		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Acv⁼l А=5 ОООим п/кВт(квар) ■ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119949		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
20	КЛ 6 кВ яч. 356, ТП-44 Т-2	ТТ КТ 0,5 Кут^ЗОО/З	ТЛМ-10 ГР №2473-69 Зав.№ 3575 (фаза А) 3ав.№3581 (фаза С)	о о Т1-сч	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 2507, 056		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) ■Rc7 ⁼ 1 Я=5 ОООим п/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120118		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
21	КЛ 6 кВ яч. 37а, сд-з	ТТ КТ 0,5 Кут⁼200/5	тол-ю ГР № 7069-79 Зав.№ 17126 (фаза А) Зав.№ 17510 (фаза С)	о о сч	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №2507, 056		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч”1 А=5000имп/кВт(квар)’ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119957		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
22	КЛ 6 кВ яч. 38а, 1 РП-23	ТТ КТ 0,5 Кур=600/5	ТПЛ-10 ГР №47958-11 Зав.№ 00145-13 (фаза А) тпол-ю ГР№ 1261-59 Зав.№ 22308 (фаза С)	о о сч г-	Ток первичный
22	КЛ 6 кВ яч. 38а, 1 РП-23	TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568	о о сч г-	Напряжение первичное

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) lt=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119965		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
23	КЛбкВ яч. 386, 2РП-18	ТТ КТ 0,5 Ктг—600/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 48591 (фаза А) Зав.№ 48596 (фаза С)	7200	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Ксч=1 Я=5 ОООим п/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120115		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
24	КЛбкВ яч. 38в, Водозабор Б	ТТ КТ 0,5 Кп “800/5	ТПОЛ-Ю ГР№ 1261-02 Зав.№ 27824 (фаза А) Зав.№ 70338 (фаза С)	0096	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1988, 6568		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Я=5000имп/кВт(квар)‘ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120040		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
25	КЛбкВ яч. 53, ШП-3	ТТ КТ 0,5 Ку^вООО/З	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. №7602 (фаза А) Зав. №7331 (фаза В) Зав. № 421 (фаза С)	96000	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	НТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 10409		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Кеч”! Я=5 ОООи м п/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01119976		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
26	КЛбкВ яч. 596, 2РП-12	КТ 0,5 Ктт=1500/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 373130000019 (ф.А) ГР№ 1856-63 Зав.№ 17517 (фаза С)	18000	Ток первичный
26	КЛбкВ яч. 596, 2РП-12	TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813	18000	Напряжение первичное

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Kcv=l 000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119951		Энергия активная, .реактивная Мощность активная, реактивная
27	КЛбкВ яч. 60, ШП-4	тт КТ 0,5 Ктт=8000/5	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. № 2483 (фаза А) Зав. № 2490 (фаза В) Зав. № 2377 (фаза С)	о о о 40 С4	Ток первичный
		TH КТ 0,5 Ктн= 6000/100	НТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № ПСЕВК		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Асч⁼1 Я=5000имп/кВт(квар)- ч	АЛЬФА A1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 01119975		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
28	КЛбкВ яч. 616, ТП-94/96 Т-2	ТТ КТ 0,5 К-п^бОО/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000013 (Ф-А) Зав.№ 0373130000015 (ф.С)	о о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 Ктн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Kcv^l /?=5000имп/кВт(квар)‘ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119959		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
29	КЛбкВ яч. 64а, ТП-94 Т-1	ТТ КТ 0,5 Кут^бОО/б	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000004 (Ф-А) Зав.№ 0373130000010 (Ф.С)	о о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. №363, 621 ,		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Ксч⁼1 /?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119950		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
30	КЛбкВ яч. 646, ТП-54 Т-1	ТТ КТ 0,5 Ктт= 150/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000002 (Ф-А) Зав.№ 0373130000001 _	о о 00	Ток первичный

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера		Наименование измеряемой величины
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. № 363,621		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Acv⁼l Я=5 ОООим п/кВт(квар) - ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120035		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
31	КЛбкВ яч. 65 а, 1 РП-31	ТТ КТ 0,5 Ктт=600/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000005 (ф.А) Зав.№ 0373130000008 (ф.С)	о о СЧ Г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_Тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Асч⁼1 Я=5000имп/кВт(квар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120038		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
32	КЛбкВ яч. 656, ТП-54 Т-2	ТТ КТ 0,5 Ктг=1500/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000024 (ФА) Зав.№ 0373130000025 (ф.С)	О о о 00	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) *C4 = 1 7?=500Ои мп/кВ т(к вар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120117		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
33	КЛбкВ яч. 666, 1 РП-12	ТТ КТ 0,5 Ктт=1500/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000020 (ф.А) Зав.№ 0373130000026 (Ф-С)	о о о QO	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. №363, 621		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Я-_С7=1 7?=5ОООимп/кВт(квар)‘ ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119954		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера	Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
34	КЛбкВ яч. 70а, ТП-44 Т-1	ТТ КТ 0,5 К-гг=150/5	тол-ю ГР № 7069-79 Зав.№ 11186 (фаза А) Зав.№ 11185 (фаза С)	о о QO	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. №363, 621		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч”! /?=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120075		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
35	КЛбкВ яч. 66а, 1 РП-10	ТТ КТ 0,5 Ктг=1500/5	ТВЛМ-10 ГР№ 1856-63 Зав.№ 08101 (фаза А) Зав.№ 83581 (фаза С)	О О О QO	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. №363,621		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Ясч=1 /г=5000имп/кВт(квар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01119948		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
36	КЛбкВ яч. 72а, 2 РП-33	ТТ КТ 0,5 К_гг=600/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000009 (Ф-А) Зав.№ 0373130000016 (Ф.С)	О о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНАМИ-10-95 УХЛ2 ГР №20186-00 Зав. №363, 621		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Яс7 = 1 Я=5 ОООим п/кВт(квар)' ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120001		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
37	КЛбкВ яч. 726, 2РП-31	ТТ КТ 0,5 Ктг=600/5	ТВЛМ-10 ГР №45040-10 Зав.№ 0373130000006 (Ф-А) Зав.№ 0373130000007 (Ф-С)	о о сч г-	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Я=5000имп/кВт(квар) • ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120110		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера	Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
38	КЛбкВ яч. 74а, 2 РП-3	ТТ КТ 0,5 Ктг=1500/5	ТЛМ-10 ГР №48923-12 Зав.№ 0373130000027 (ф.А) Зав.№ 0373130000029 (Ф-С)	о о о оо	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	2хНТМИ-6 ГР №831-53 Зав. №6525, 0813		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) А‘сч=1 Я=5000имп/кВт(квар)- ч	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав. №01120037		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
39	ГРУ-6 кВ яч. 34, Т-1	ТТ КТ 0,5 К_тг=8000/5	ТШЛ-20 ГР№ 1837-63 Зав. № 150 (фаза А) Зав. № 457 (фаза С)	о о о О\	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	НТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1358		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч“1 Я=5000имп/кВт(квар) • ч	A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 1119947		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
40	ГРУ-6 кВ яч. 17, Т-2	ТТ КТ 0,5 Kn^SOOO/S	ТШВ-15 ГР №5719-76 Зав. № 2974 (фаза А) Зав. №2912 (фаза С)	о о о 40 о	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	НТМИ-6 ГР №831-53 Зав. № 1422		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Асч⁼1 Я=5 ОООим п/кВт(квар) • ч	A2R-3-AL-C29-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 1119961		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная
41	ГПП-2 6 кВ, РУ-6 кВ lc.ni. 6кВ, яч.1 ввод №1 СНОВ	ТТ КТ 0,5 К-гг=200/5	тпл-ю-м ГР №22192-07 Зав. №389 (фаза А) Зав. № 322 (фаза С)	о о ■'Т CN	Ток первичный
		TH КТ 0,5 К_тн= 6000/100	НАМИТ-10-2 ГР№ 16687-07 Зав. № 0420		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) Ас^[/-1 Я=5 ОООим п/кВт(квар)- ч	A2R-3-AL-C25-T+ ГР№ 14555-02 Зав.№ 01120071		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная

Канал измерений		Средство измерений		Ктт Кт н	Наименование измеряемой величины
№ ИК	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера
42	ГПП-2 6 кВ, РУ-6 кВ 4с.ш. 6кВ, яч.21 ввод №2 СНОВ	ТТ КТ 0,5 Ктт=200/5	ТПЛ-Ю-М ГР №22192-07 Зав. № 2238 (фаза А) Зав. № 2236 (фаза С)	2400	Ток первичный
		TH КТ 0,5 Ктн⁼ 6000/100	НАМИТ-10-2 ГР№ 16687-07 Зав. № 0562		Напряжение первичное
		Счетчик КТ 0,5S(A)/l,0 (R) К_Сч~^ Я=5000имп/кВт(квар)' ч	A2R-3-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 01119942		Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Показатели надежности:

- среднее время восстановления, ч, не более: 8;
- коэффициент готовности, не менее: 0,95.

2. Надежность применяемых в системе компонентов:

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

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

- сервер БД, коммутатор (параметры надежности К_г не менее 0,99; te не более 1 ч);
- устройство синхронизации системного времени (Кгне менее 0,95; te 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.

3. Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных цепей испытательных коробок, УСПД и сервера;
4. 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 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).

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	42
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы на интервале одни сутки, с	±5 с
Пределы допускаемой номинальной относительной погрешности ИК (активная электрическая энергия, costp =1), %: - каналы 6-42 - каналы 1-5	±1,6 ±1,5
Пределы допускаемой номинальной’^ относительной погрешности ИК (реактивная электрическая энергия, coscp = 0,8), %: - каналы 6-42 - каналы 1-5	±2,2 ±1,7
в качестве номинальной относительной погрешности измерительного канала принимают значение относительной погрешности, рассчитанное по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности. Полную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой (методам) измерений.
Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.

Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) С7нам; ток (1 - 1,2)1ном, cost? = 1;
- температура окружающей среды, °C: от 15 до 25;
- относительная влажность воздуха, %: от 30 до 80;
- атмосферное давление, кПа: от 84 до 106.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6.

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4:

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

№	Наименование	№ Госреестра	Класс точности СИ, количество, шт.
1.	Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1	Измерительные трансформаторы тока
1.1.1	ТВЛМ-10	ГР №45040-10	КТ 0,5 (17 шт.)
1.1.2	ТВЛМ-10	ГР№ 1856-63	КТ 0,5 (3 шт.)
1.1.3	ТЛМ-10	ГР №48923-12	КТ 0,5 (4 шт.)

№	Наименование	№ Госреестра	Класс точности СИ, количество, шт.
1.1.4		ГР № 2473-69	КТ 0,5 (4 шт.)
1.1.5	ТОЛ-10	ГР № 7069-79	КТ 0,5 (4 шт.)
1.1.6	ТПЛ-10	ГР №47958-11	КТ 0,5 (3 шт.)
1.1.7	ТПЛ-10	ГР № 1276-59	КТ 0,5 (2 шт.)
1.1.8	ТПЛ-Ю-М	ГР №22192-07	КТ 0,5 (4 шт.)
1.1.9	ТПОЛ-Ю	ГР №1261-59	КТ 0,5 (21 шт.)
1.1.10	ТШВ-15	ГР №5719-76	КТ 0,5 (12 шт.)
1.1.11	ТШЛ-20	ГР № 36053-07	КТ 0,5 (19 шт.)
1.2	Измерительные трансформато]		эы напряжения
1.2.1	3HOM-15-63	ГР № 1593-70	КТ 0,5 (15 шт.)
1.2.2	НАМИ-10-95 УХЛ2	ГР №20186-00	КТ 0,5 (2 шт.)
1.2.3	НАМИТ-10-2	ГР № 16687-07	КТ 0,5 (2 шт.)
1.2.4	НТМИ-6	ГР №831-53	КТ 0,5 (12 шт.)
1.3	Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА
1.3.1	АЛЬФА A1R-4-AL-C25-T+	ГР№ 14555-02	КТ 0,2S(A) по ГОСТ 30206-94 0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (5 шт.)
1.3.2	АЛЬФА A1R-4-AL-C29-T+		КТ 0,2S(A) по ГОСТ 30206-94 0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (2 шт.)
1.3.3	АЛЬФА A2R-3-AL-C25-T+		КТ 0,5S(A) по ГОСТ 30206-94 1(R) по ГОСТ 26035-83 (5 шт.)
1.3.4	АЛЬФА A2R-3-AL-C29-T+		КТ 0,5S(A) по ГОСТ 30206-94 1(R) по ГОСТ 26035-83 (30 шт.)
1.4	Комплекс аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300
1.4.1	RTU-300 RTU-325-E1-512-M3-B4-G	ГР№ 19495-03	сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.)
1.5	Устройство синхронизации системного времени (УССВ)
1.5.1	УССВ-2	ГР №54074-13	Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректиров-ка значений времени и даты в компонентах АИИС КУЭ (1 шт.)
1.6	Сервер (ИВК), коммуникатор
1.6.1	Сервер базы данных (БД)	-	сбор измерительной информации с УСПД и/или счетчиков (1 шт.)
2	Программные компоненты
2.1	Системное (базовое) ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	-	ОС «Microsoft Windows 2000» ОС «Microsoft Windows ХР Professional»
2.2	Прикладное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	-	СУБД «Oracle 9i»; «MS Office»
2.3	Специализированное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	ГР №20481-00	ПО «АльфаЦЕНТР», модуль AC LapTop - для ноутбука
2.4		-	КриптоПро CSP, CryptoEnergyPro, CryptoSendMail

№	Наименование	№ Госреестра	Класс точности СИ, количество, шт.
2.5	Специализированное встроенное ПО УСПД	ГР № 19495-03	ПО RTU-325 SWV1.00, EMFPLUS, ALPHAPLUS АЕ
2.6	Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии	ГР № 14555-02	ПО «ALPHAPLUS-AE»
3	Эксплуатационная документация
3.1	Методика поверки АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.2	Паспорт-формуляр АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.3	Руководство пользователя ПО «АльфаЦЕНТР»	-	1 экз.
3.4	Техническая документация на комплектующие изделия	-	1 комплект

Поверка

осуществляется по документу: «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6. Методика поверки» МП 85-262-2005, утвержденному ФГУП УНИИМ в ноябре 2005 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 электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДНЯМ 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 AC_SE, ПО «ALPHAPLUS_AE» для конфигурации и опроса счетчиков АЛЬФА.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6:

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».

Изготовитель

ООО «ЕвроСибЭнерго-инжиниринг»

ИНН 7701299247

Адрес: 129090, г. Москва, ул. Щепкина, дом 3; тел.: +7(495) 720-49-10; факс: +7(495) 720-49-13;

e-mail: SecretarESE-i@hq.basel.ru

Модернизация системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «Иркутскэнерго» «ТЭЦ-6» АИИС КУЭ ТЭЦ-6 проведена

ЗАО «ИРМЕТ»

ИНН 3811053048

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

Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; e-mail: irmet@es.irkutskenergo.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «УНИИМ»

620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4, Тел.: (343) 350-26-18, 217-48-63, Факс: (343) 350-20-39, http://www.uniim.ru, e-mail: uniim@uniim.ru

Аттестат аккредитации по проведению испытаний СИ в целях утверждения типа №30005-11 от 03.08.2011 г.

В части внесенных изменений

Восточно-Сибирский филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Восточно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»),

664056, г.Иркутск, ул. Бородина,57, тел/факс:(3952)46-83-03/46-38-48; е-

mail: office@niiftri.irk.ru

Аттестат аккредитации по проведению испытаний СИ в целях утверждения типа №30002-13 от 07.10.2013 г.

Заместитель Руководителя

Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

С.С. Голубев

М.п.

2015 г.

Техническая поддержка

835 Kb

Файлов: 1 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1457 от 26.11.2015

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

835 Kb

Файлов: 1 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1457 от 26.11.2015

Текст приказа Росстандарта № 1457 от 26.11.2015

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель