№1969 от 15.09.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 712915
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (2)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1969 от 15.09.2025
ПРИЛОЖЕНИЕ
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию
и метрологии
от «___» _____ 2025 г. № 1969
Сведения
об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению
в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений
|
№ п/п |
Наименование типа |
Обозначение типа |
Заводской номер |
Регистрационный номер в ФИФ |
Правообладатель |
Отменяемая методика поверки |
Действие методики поверки сохраняется |
Устанавливаемая методика поверки |
Добавляемый изготовитель |
Дата утверждения акта испытаний |
Заявитель |
Юридическое лицо, проводившее испытания |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
1. |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» |
01 |
74270-19 |
НА.ГНМЦ.076 4-23 МП |
26.05. 2025 |
Общество с ограниченно й ответственно стью «Газпромнеф ть-Автоматизац ия» (ООО «Газпромнеф ть-Автоматизац ия»), ЯмалоНенецкий автономный округ, г. Ноябрьск |
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень | |||||
|
2. |
Система автоматизирова нная |
512 |
90255-23 |
Филиал Публичного акционерного |
МП 1600 4131-2023 |
28.02. 2025 |
Общество с ограниченно й |
ООО «ЛЕММА», |
|
информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» -«Каскад Кубанских ГЭС» |
общества ПАО «РусГидро» — «Каскад Кубанских ГЭС» (Филиал ПАО «РусГидро» — «Каскад Кубанских ГЭС»), г. Красноярск |
ответственно стью «ТЕРЦИУС» (ООО «ТЕРЦИУС» г. Иваново |
г. Екатеринбург |
V
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)
ПРИКАЗ
15 сентября 2025 г.
1969
Москва
О внесении изменений в сведения об утвержденных типах
средств измерений
В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, п р и к а з ы в а ю:
1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.
3. ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест» внести сведения об утвержденных типах
средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления
содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
Заместитель руководителя
Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 19.05.2025 до 12.08.2026
Е.Р. Лазаренко
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «_ » сентябр_ 2025 г. № 196 9
Лист № 1 Регистрационный № 90255-23 Всего листов 23
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС»Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные измерительные устройства (в АИИС КУЭ выполняют функции счетчиков электроэнергии, далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС» (сервер АИИС КУЭ) (расположенный в серверном помещении на ГЭС-4), локальную вычислительную сеть (ЛВС), устройства (основное и резервное) синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного обмена между уровнями системы, технические средства для обеспечения ЛВС и разграничения доступа к информации, программное обеспечение (ПО) «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей и связи поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 0,2 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
На верхнем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов:
-
- периодический и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
-
- периодический и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров;
-
- хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
-
- формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
-
- формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде XML-файлов установленных форматов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом (пломбирование) и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
-
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется отправкой сформированных XML-файлов по сети Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени (УССВ), которые охватывают уровни ИИК и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени Российской Федерации UTC(SU). В состав входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используются ИСС-2 со встроенным ГЛОНАСС/GPS приемником, установленные на ГЭС-4 (основной) и на ГЭС-2 (резервный).
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УССВ осуществляется при наличии любого минимального расхождения между показаниями часов сервера АИИС КУЭ и УССВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Факт корректировки времени отражается в журналах событий счетчиков и сервера ИВК
с указанием времени (включая секунды) корректируемого и корректирующего компонентов в момент, предшествующий коррекции, и (или) величины коррекции.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 512. Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне шкафа сервера АИИС КУЭ, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
На уровне ИВК в АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Защита программного обеспечения АИИС КУЭ и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется на аппаратном и программном уровне. Для защиты ПО АИИС КУЭ и данных реализован алгоритм авторизации и разграничения полномочий пользователей. Для защиты передаваемых данных осуществляется их кодирование, обеспечиваемое ПО ПК «Энергосфера». Идентификационные данные приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Другие идентификационные данные
не ниже 8.1
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
MD5
pso metr.dll
Уровень защиты программного обеспечения ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ/Сервер | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ГАЭС | |||||
|
1.01 |
НА-1 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
1.02 |
НА-2 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.03 |
НА-3 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.04 |
НА-4 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.05 |
НА-5 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.06 |
НА-6 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.07 |
КВЛ 110 кВ ГАЭС - Береговая |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы , 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.08 |
КВЛ 110 кВ ГАЭС - ГЭС-1 |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
1.09 |
КЛ 6 кВ ГАЭС - Стройгородок-1 |
ТПЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1.10 |
КЛ 6 кВ ГАЭС - Стройгородок-2 |
ТПЛ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег.№ 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
ГЭС-1 | |||||
|
2.01 |
ГГ1 |
ТЛШ-10-1 Ктт=1500/5 KT=0,2S Рег.№ 64182-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
2.02 |
ГГ2 |
ТЛШ-10-1 Ктт=1500/5 KT=0,2S Рег.№ 64182-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
2.03 |
КВЛ 110 кВ ГАЭС - ГЭС-1 |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
2.04 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
2.05 |
Ф. Плавка гололёда |
ТЛШ-10-1 Ктт=1500/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы , 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ГЭС-2 | |||||
|
3.01 |
ГГ1 |
ТЛШ-10 Ктт=3000/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн= 10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
3.02 |
ГГ2 |
ТЛШ-10 Ктт=3000/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн= 10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.03 |
ГГ3 |
ТЛШ-10 Ктт=3000/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн= 10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.04 |
ГГ4 |
ТЛШ-10 Ктт=3000/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн= 10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 46738-11 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.05 |
КВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 |
ТОГФ-330 Ктт=2000/1 KT=0,2S Рег. № 82676-21 |
НДКМ-330 Ктн=330000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 60542-15 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.06 |
КВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук |
ТОГФ-330 Ктт=2000/1 KT=0,2S Рег. № 82676-21 |
НДКМ-330 Ктн=330000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 60542-15 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.07 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 |
В65-СТ Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 46841-11 |
SU 145/H53 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 55625-13 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.08 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 |
В65-СТ Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 46841-11 |
SU 145/H53 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 55625-13 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3.09 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Майская |
В65-СТ Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 46841-11 |
SU 145/H53 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 55625-13 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
3.10 |
ОВ 110 кВ |
В65-СТ Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 46841-11 |
SU 145/H53 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 55625-13 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.11 |
Ввод 6 кВ, Т-ПГ (плавка гололёда) |
ТПЛ-НТЗ-10 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Ктн= 6300:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег.№ 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.12 |
ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 (Ф-62) |
ТВЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.13 |
КЛ 6 кВ ГЭС-2 -Ударный (Ф-63) |
ТВЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.14 |
ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - ШР-3 (Ф-64) |
ТВЛМ-10 Ктт=50/5 КТ=0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.15 |
ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - Облместпром (Ф-66) |
ТВЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
3.16 |
КРУН-6 кВ, ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - ГЭС-1 (Ф-62) |
ТПЛ-НТЗ-10 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Ктн=6300:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3.17 |
КРУН-6 кВ, КВЛ 6 кВ ГЭС-2 - Ударный (Ф-63) |
ТЛП-10 Ктт=200/5 KT=0,2S Рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП.4-6 Kth=6300:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
3.18 |
КРУН-6 кВ, ВЛ 6 кВ ГЭС-2 - Облместпром (Ф-66) |
ТЛП-10 Ктт=200/5 KT=0,2S Рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП.4-6 Kth=6300:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
ГЭС-3 | |||||
|
4.01 |
ГГ1 |
ТПОЛ-10М Ктт=2000/5 KT=0,2S Рег. № 47958-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
4.02 |
ГГ2 |
ТЛШ-10 Ктт=2000/5 KT=0,2S Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.03 |
ГГ3 |
ТПОЛ-10М Ктт=2000/5 KT=0,2S Рег. № 47958-16 |
ЗНОЛ.06.4-10 Kth=10000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.04 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-3 -Водораздел |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.05 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.06 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-3 - НовоНевинномысская |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Kth=110000:V3/100:V3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.07 |
ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 (Л-392) |
ТЛО-35 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 36291-11 |
ЗНОЛП-ЭК-35 Ктн=35000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 68841-17 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
4.08 |
КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-62) |
ТПЛ-НТЗ-10 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Ктн=6000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.09 |
ВЛ 6 кВ ГЭС-3 - совхоз, насосная (Ф-63) |
ТПЛ-НТЗ-10 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Ктн=6000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
4.10 |
КЛ 6 кВ ГЭС-3 - п. Каскадный (Ф-65) |
ТПЛ-НТЗ-10 Ктт=100/5 KT=0,2S Рег. № 69608-17 |
ЗНОЛП.4-6 Ктн=6000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
ГЭС-4 | |||||
|
5.01 |
Г-1 |
ТПШЛ-10 Ктт=2000/5 КТ=0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-69 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
5.02 |
Г-2 |
ТПШЛ-10 Ктт=2000/5 КТ=0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-69 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.03 |
Г-3 |
ТПШЛ-10 Ктт=2000/5 КТ=0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-69 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.04 |
ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-4 |
ТФКН-330 Ктт=2000/1 КТ=0,5 Рег. № 79930-20 |
НКФ-330 Ктн=330000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 2939-72 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5.05 |
ВЛ 330 кВ ГЭС-4 -Невинномысск |
ТФКН-330 Ктт=2000/1 КТ=0,5 Рег. № 79930-20; 4059-74 |
НКФ-330 Ктн=330000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 2939-72 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
5.06 |
ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск |
ТФКН-330 Ктт=2000/1 КТ=0,5 Рег. № 79930-20 |
НКФ-330 Ктн=330000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 2939-72 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.07 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Кузьминская ВЭС |
TG 145N Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 30489-09 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.08 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Свистухинская ГЭС |
ТФНД-110М-П Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 79931-20 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.09 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Азот (Л-111) |
ТФНД-110М-П Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 79931-20 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.10 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 |
ТФНД-110М-П Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 79931-20 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.11 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Азот (Л-115) |
ТФНД-110М-П Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 79931-20 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5.12 |
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - НовоНевинномысская (Л-113) |
TG 145N Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 30489-05 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
5.13 |
ОВ М-2 |
ТФНД-110М-П Ктт=1000/1 КТ=0,5 Рег. № 79931-20 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 14205-94 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.14 |
ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - Стародворцовская (Л-391) |
ТШ-ЭК-0,66 Ктт=100/5 KT=0,5S Рег. № 59785-15 |
НАЛИ-НТЗ-35 Ктн=35000/100 КТ=0,5 Рег. № 70747-18 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.15 |
ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - ГЭС-3 (Л-392) |
ТШ-ЭК-0,66 Ктт=100/5 KT=0,5S Рег. № 59785-15 |
НАЛИ-НТЗ-35 Ктн=35000/100 КТ=0,5 Рег. № 70747-18 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.16 |
ВЛ 35 кВ ГЭС-4 - Прирельсовая база (Л-393) |
ТШ-ЭК-0,66 Ктт=100/5 KT=0,5S Рег. № 59785-15 |
НАЛИ-НТЗ-35 Ктн=35000/100 КТ=0,5 Рег. № 70747-18 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
5.17 |
ВЛ 6 кВ ГЭС-4 -Аварийный водовыпуск (Ф-АВВ) |
ТЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 2473-69 |
ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 3344-08 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
Свистухинская ГЭС | |||||
|
6.01 |
Г-1 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
6.02 |
Г-2 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6.03 |
Г-3 |
ТЛО-10 Ктт=600/5 KT=0,2S Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 2611-70 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
6.04 |
Г-4 |
ТЛО-10 Ктт=600/5 KT=0,2S Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 2611-70 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.05 |
КВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная с отпайкой на ПС Темнолесская |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.06 |
КВЛ 110 кВ ГЭС-4 -Свистухинская ГЭС |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.07 |
ВЛ-10 кВ Свистухинская ГЭС - Очистные сооружения и водонапорная (Ф-132) |
ТПЛ-10 Ктт=50/5 КТ=0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,2 Рег. № 11094-87 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.08 |
ВЛ 10 кВ Кольцевой (Ф-133) |
ТВК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 8913-82 |
НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,2 Рег. № 11094-87 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.09 |
ВЛ 10 кВ Свистухинская ГЭС -п. Свистухинский (Ф-134) |
ТВК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 8913-82 |
НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,2 Рег. № 11094-87 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
6.10 |
ВЛ 10 кВ Свистухинская ГЭС - Рыбхоз, Строители (Ф-135) |
ТВК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 8913-82 |
НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,2 Рег. № 11094-87 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Сенгилеевская ГЭС | |||||
|
7.01 |
Г-1 |
ТПОФ Ктт=750/5 КТ=0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
7.02 |
Г-2 |
ТПОФ Ктт=750/5 КТ=0,5 Рег. № 518-50 |
НОМ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 159-49 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.03 |
Г-3 |
ТПОФ Ктт=750/5 КТ=0,5 Рег. № 518-50 |
НТМК-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 323-49 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.04 |
КВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС -Забайкаловская |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM-HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.05 |
КВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС -Ш-й Подъем № 1 с отпайкой на ПС Прибрежная |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.06 |
КВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III-й Подъем № 2 с отпайкой на ПС Прибрежная |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.07 |
КВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС -Сенгилеевская ГЭС |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.08 |
ВЛ 10 кВ Сенгилеевская ГЭС - Надзорное, ТП-1 Н.Б., ТП Конц. сброса (Ф-130) |
ТЛК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 16687-97 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7.09 |
ВЛ 10 кВ Сенгилеевская ГЭС - Ф-105 Егорлыкской ГЭС (Ф-131) |
ТЛК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 16687-97 |
ESM- HV100-24- A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
7.10 |
ВЛ 10 кВ Сенгилеевская ГЭС - Приозёрный (Ф-132) |
ТЛК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 16687-97 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
7.11 |
ВЛ 10 кВ Сенгилеевская ГЭС -Новомарьевка (Ф-133) |
ТЛК-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 Рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 16687-97 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
Егорлыкская ГЭС | |||||
|
8.01 |
ГГ1 |
ТПОЛ-10 Ктт=1500/5 КТ=0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
8.02 |
ГГ2 |
ТПОЛ-10 Ктт=1500/5 КТ=0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 Рег. № 831-53 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
8.03 |
КВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС -Сенгилеевская ГЭС |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
8.04 |
КВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС -Егорлыкская ГЭС-2 |
F35-CT4 Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 40729-09 |
SUD 145/H79-F35 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 40730-09 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8.05 |
ВЛ 10 кВ Егорлыкская ГЭС -Сенгилеевская ГЭС, (Ф-105) |
ТОЛ-10-I Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
8.06 |
ВЛ 10 кВ Егорлыкская ГЭС - Водхоз (Ф-106) |
ТОЛ-10-I Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
8.07 |
ВЛ 10 кВ Егорлыкская ГЭС - МЖК Водхоз (Ф-107) |
ТОЛ-10-I Ктт=100/5 КТ=0,5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
8.08 |
ВЛ 10 кВ Егорлыкская ГЭС - Егорлыкская ГЭС-2 (Ф-108) |
ТОЛ-10 УТ2 Ктт=100/5 KT=0,5S Рег. № 6009-77 |
ЗНОЛП Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
Егорлыкская ГЭС-2 | |||||
|
9.01 |
Г-1 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
9.02 |
Г-2 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
9.03 |
Г-3 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
9.04 |
Г-4 |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛП.4-10 Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 23544-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9.05 |
КВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС - Егорлыкская ГЭС-2 |
TG 145N Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 30489-09 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 24218-03 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
9.06 |
ВЛ 110 кВ Егорлыкская ГЭС-2 - Дружба (Л-15) |
TG 145N Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 30489-09 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 24218-03 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
9.07 |
ОВ М-2 |
TG 145N Ктт=1000/1 KT=0,2S Рег. № 30489-09 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 24218-03 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
9.08 |
ВЛ 10 кВ Егорлыкская ГЭС - Егорлыкская ГЭС-2 (Ф-108) |
ТЛО-10 Ктт=400/5 KT=0,2S Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛ Ктн=10500:^3/100:^3 КТ=0,2 Рег. № 33044-06 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
Новотроицкая ГЭС | |||||
|
10.01 |
Г-1 |
ТОЛ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 Рег. № 7069-79 |
НОЛ.08-6 УТ2 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 3345-04 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
10.02 |
Г-2 |
ТОЛ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 Рег. № 7069-79 |
НОЛ.08-6 УТ2 Ктн=6000/100 КТ=0,5 Рег. № 3345-04 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
10.03 |
ВЛ 35 кВ Новотроицкая ГЭС -Междуреченская (Л-659) |
GIF 40,5 Ктт=150/5 KT=0,2S Рег. № 30368-05 |
4МТ 40,5 Ктн=35000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 35057-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10.04 |
ВЛ 35 кВ Междуреченская -Фильтровальная с отпайкой на Новотроицкую ГЭС (Л-636) |
GIF 40,5 Ктт=150/5 KT=0,2S Рег. № 30368-05 |
4МТ 40,5 Ктн=35000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 35057-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
УССВ основное: ИСС-2 Рег. № 71235-18 УССВ резервное: ИСС-2 Рег. № 71235-18/ SB 102-UR |
|
10.05 |
К трансформатору Т-36 Новотроицких ЭС |
ТОЛ-35 Ктт=100/5 KT=0,5S Рег. № 21256-07 |
4МТ 40,5 Ктн=35000:^3/100:^3 КТ=0,5 Рег. № 35057-07 |
ESM- HV100-24-A2E2-02A KT=0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | |
|
Примечания: 1. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что ПАО «РусГидро» не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменений используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном ПАО «РусГидро» порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
СО8ф |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | |||||||
|
для диапазона I2(1*) < I < I5 |
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
|
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
|
1.01-1.06, 1.09-1.10, 3.12 3.15, 5.01-5.06, 5.08-5.13, 5.17, 7.01-7.03, 7.08-7.11, 8.01-8.02, 8.05-8.07, 10.01 10.02 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
не норм. |
±1,8 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 | |
|
0,8 |
не норм. |
±2,8 |
±3,0 |
±1,6 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,5 | ||
|
0,5 |
не норм. |
±5,4 |
±5,5 |
±2,9 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,4 | ||
|
1.07-1.08, 2.01-2.05, 3.01 3.11, 3.16-3.18, 4.01-4.06, 4.08-4.10, 6.05-6.06, 7.04 7.07, 8.03-8.04, 9.01-9.08 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
|
0,8 |
±1,1 |
±1,4 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,6 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±1,8 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,4 | |
|
4.07, 5.07, 6.01-6.04, 10.03-10.04 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,7 |
±1,0 |
±0,7 |
±1,0 |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,5 |
±1,0 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,7 | |
|
6.07-6.10 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
не норм. |
±1,7 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,7 |
±1,0 | |
|
0,8 |
не норм. |
±2,8 |
±2,9 |
±1,4 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,3 | ||
|
0,5 |
не норм. |
±5,3 |
±5,4 |
±2,7 |
±2,9 |
±1,9 |
±2,1 | ||
|
5.14-5.16, 8.08, 10.05 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S |
1,0 |
±1,8 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 |
|
0,8 |
±2,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±4,8 |
±4,9 |
±3,0 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,4 |
±2,2 |
±2,4 | |
|
Примечание - В таблице приняты следующие условные обозначения: I2(1), I5, I20, I100 и I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения !н; (1*) - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosф, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока Ii < I < I5; до - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; дру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности; Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая); В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. | |||||||||
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
sincp |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||||
|
для диапазона I2(1*) < I < I5 |
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диа I100 < |
шазона -< I120 | |||||
|
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
|
1.01-1.06, 1.09-1.10, 3.12 3.15, 5.01-5.06, 5.08-5.13, 5.17, 7.01-7.03, 7.08-7.11, 8.01-8.02, 8.05-8.07, 10.01 10.02 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
не норм. |
±4,4 |
±4,9 |
±2,4 |
±3,2 |
±1,8 |
±2,8 | |
|
0,87 |
не норм. |
±2,5 |
±3,1 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,2 |
±2,2 | ||
|
1.07-1.08, 2.01-2.05, 3.01 3.11, 3.16-3.18, 4.01-4.06, 4.08-4.10, 6.05-6.06, 7.047.07, 8.03-8.04, 9.01-9.08 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,2 |
±2,5 |
±0,9 |
±2,4 |
±0,9 |
±2,4 |
|
0,87 |
±1,3 |
±2,2 |
±0,9 |
±2,0 |
±0,7 |
±1,9 |
±0,7 |
±1,9 | |
|
4.07, 5.07, 6.01-6.04, 10.03-10.04 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,6 |
±1,3 |
±2,5 |
±1,3 |
±2,5 |
|
0,87 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,1 |
±2,1 |
±0,9 |
±2,0 |
±0,9 |
±2,0 | |
|
6.07-6.10 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,2; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
не норм. |
±4,3 |
±4,8 |
±2,2 |
±3,1 |
±1,6 |
±2,7 | |
|
0,87 |
не норм. |
±2,5 |
±3,1 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,0 |
±2,1 | ||
|
5.14-5.16, 8.08, 10.05 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 |
0,6 |
±3,9 |
±4,5 |
±2,5 |
±3,3 |
±1,8 |
±2,8 |
±1,8 |
±2,8 |
|
0,87 |
±2,3 |
±3,0 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 | |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения:
I2, I5, I20, I100 и I120 - значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 %
от номинального значения IH;
до - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности;
дру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности.
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая);
В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы компонентов времени АИИС КУЭ, входящих в состав УССВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с.
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
102 |
|
Нормальные условия эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ Параметры сети: - напряжение, % от ин |
от 98 до 102 |
|
- сила тока, % от 1н |
от 1 (5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
Температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: - температура окружающей среды трансформаторов, °С |
от -40 до +50 |
|
- температура окружающей среды счетчиков, °С |
от -18 до +35 |
|
- температура окружающей среды ИВК, °С |
от +15 до +30 |
|
- относительная влажность воздуха при +30 °С, %, не более |
90 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |
|
Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ
|
от 90 до 110 |
|
- сила тока, % от 1н |
от 1 (5) до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
170000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Устройство синхронизации времени ИСС: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не |
123 |
|
менее - пятиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее |
5 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
20 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и данных о состоянии средств |
3,5 |
|
измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью системы гарантированного питания.
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени.
В журналах событий сервера фиксируются факты:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени счетчиков и сервера. Защищенность применяемых компонентов:
-
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчиков;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
-
- пароль на счетчиках;
-
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ формуляра типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФУМ-330А-У1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФУМ-330 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТФКН-330 |
17 |
|
Трансформаторы тока |
В65-СТ |
12 |
|
Трансформаторы тока |
F35-CT4 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-110М-П |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-330 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
TG 145N |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-35 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10М |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-НТЗ-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1-8 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 УТ2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
27 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТЛШ-10 |
24 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТШ-ЭК-0,66 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-330 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НДКМ-330 |
6 |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
SU 145/H53 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
SUD 145/H79-F35 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАЛИ-НТЗ-35 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
4МТ 40,5 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
15 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП.4-10 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-35 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ.06.4-10 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-6 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП.4-6 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОЛ.08-6 УТ2 |
4 |
|
Устройства измерительные многофункциональные |
ESM-HV100-24-A2E2-02A |
102 |
|
Устройство синхронизации времени |
ИСС-2 |
2 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
SB 102-UR |
1 |
|
Формуляр |
ТЕ.411711.512.01 ФО |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Кубанских ГЭС», аттестованном ФБУ «Нижегородский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00269-2013.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
Правообладатель
Филиал Публичного акционерного общества ПАО «РусГидро» — «Каскад Кубанских ГЭС»
(Филиал ПАО «РусГидро» — «Каскад Кубанских ГЭС»)
ИНН 2460066195
Юридический адрес: 660017, г. Красноярск, ул. Дубровинского, д. 43, к. 1
Телефон: +7 (86554) 6-89-01
Факс: +7 (86554) 6-85-50
Web-сайт: http://www.kkges.rushydro.ru
Е-mail: kkges@rushydro.ru
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР»
(ООО «ТЕЛЕКОР»)
ИНН 7704254928
Адрес: 143001, Московская обл., г. Одинцово, ул. Чистяковой, д. 2, эт. 1, помещ. XXXIII, ком. 21
Телефон (факс): +7 (495) 795-09-30
Е-mail: info@telecor.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области»
(ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)
Адрес: 603950, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1
Телефон (факс): 8- 800-200-22-14
Web-сайт: http://www.nncsm.ru
Е-mail: mail@nncsm.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30011-13
В части вносимых изменений
Общество с ограниченной ответственностью «ЛЕММА»
(ООО «ЛЕММА»)
ИНН 6658513154
Адрес: 620028, г Екатеринбург, б-р Верх-Исетский, д. 13, литер «Н», помещ. № 22, помещ. № 26
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации RA.RU.RA.RU.314006
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии ОТ « 15 » сентябр5 2025 Г. № 1969Лист № 1
Всего листов 7
Регистрационный № 74270-19
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» Назначение средства измеренийСистема измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» (далее - СИКН) предназначена для измерения массового расхода (массы) нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на её компоненты.
В состав СИКН входят автономные измерительные блоки, представленные средствами измерений, приведёнными в таблице 1.
|
Наименование и тип средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
13425-06, 45115-16, |
|
мод. CMF400 (далее - СРМ) |
45115-10 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 с измерительным преобразователем 2700 (далее - СРМ) |
80081-20 |
|
Датчики температуры 644, 3144Р |
39539-08 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-05 |
|
Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P |
63889-16 |
таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ |
77963-20 |
|
Преобразователи измерительные 644, 3144Р |
14683-04, 14683-09 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051S |
24116-02, 24116-08, 24116-13, 66525-17 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 |
56381-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount |
53211-13, 69487-17, |
|
0065 |
76007-19 |
|
Датчики давления Метран-100 |
22235-01, 22235-08 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-06, 32854-08, 32854-09, 32854-13 |
|
Преобразователи давления измерительные серии 40 мод 4382(JUMO dTRANS p02 DELTA) |
20729-03 |
|
Преобразователи давления измерительные 40.4382 |
40494-09 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05, 14557-10, |
|
мод. УДВН-1пм (далее - поточные влагомеры) |
14557-15 |
|
Преобразователи плотности измерительные модели 7835 |
15644-96 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
15644-01, 15644-06 |
|
Счетчики турбинные НОРД-М |
5638-02 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее - ИВК ТН-01) |
67527-17 |
|
Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные (далее - ТПУ) |
20054-06 |
|
Примечание — В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. | |
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы нефти прямым методом динамических измерений с применением СРМ в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматические измерения плотности нефти, объемной доли воды в нефти, разности давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ по контрольнорезервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;
- проведение поверки и КМХ рабочих СРМ и контрольно-резервного СРМ с помощью ТПУ на месте эксплуатации без нарушения процесса эксплуатации СИКН;
- проведение поверки и КМХ ТПУ с помощью передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКН осуществляется согласно требований их описаний типа, методик поверки или МИ 3002-2006 «Рекомендация.
ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок». Пломбирование СИКН не предусмотрено. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Заводской номер 01 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку блок-бокса СИКН.
Рисунок 1 - Общий вид блока измерительных линий 1
|
■ ’■ W «ЯЙГТ |
Г | |
|
V V _LJ -—'^Гг 1_______-ДкН»" | ||
|
XL' |
н— ■ ..... ___ |
Рисунок 2 - Общий вид блока измерительных линий 2
Рисунок 3 - Место нанесения заводского номера
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) СИКН (ИВК ТН-01) обеспечивает реализацию функций СИКН. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
AnalogC onverter. app |
SIKNCalc.app |
Sarasota.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.2.14.1 |
1.7.14.3 |
1.1.14.18 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9319307D |
17D43552 |
5FD2677A |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | ||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
PP 78xx.app |
MI1974.app |
MI3233.app |
MI3265.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.20 |
1.6.14.11 |
1.1.14.28 |
1.6.14.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CB6B884C |
116E8FC5 |
3836BADF |
4EF156E4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3266.app |
MI3267.app |
MI3287.app |
MI3312.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.6 |
1.6.14.5 |
1.6.14.4 |
1.1.14.30 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4D07BD66 |
D19D9225 |
3A4CE55B |
E56EAB1E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3380.app |
MI2816.app |
MI3151.app |
MI3272.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.12 |
1.1.14.5 |
1.1.14.21 |
1.1.14.50 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
23F21EA1 |
B8DF3368 |
F3B1C494 |
232DDC3F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH PP.app |
KMH PP AREOM.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.17 |
1.3.14.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
71C65879 |
62C75A03 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3288.app |
MI3155.app |
MI3189.app |
MI2974.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.14 |
1.1.14.30 |
1.1.14.21 |
1.1.14.21 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
32D8262B |
F70067AC |
35DD379D |
AB567359 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH PV.app |
KMH PW.app |
MI3234.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.1 |
1.1.14.2 |
1.1.14.34 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9F5CD8E8 |
5C9E0FFE |
ED6637F5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | ||
П Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
GOSTR8908.app |
KMH MPR MPR.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.33 |
1.1.14.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8D37552D |
6A8CF172 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 | |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон массового расхода нефти, т/ч |
от 150 до 2900 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: - массы брутто нефти |
± 0,25 |
|
- массы нетто нефти |
± 0,35 |
Таблица 4 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2020 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий |
9 (8 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
|
Диапазон температуры, °С |
от + 10 до + 40 |
|
Диапазон давления нефти, МПа |
от 0,14 до 1,60 |
|
Плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 |
от 800 до 860 |
|
Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температуры, мм2/с |
от 3,5 до 15,0 |
|
Массовая доля воды в нефти, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания:
|
380 ± 38 (трехфазное), 220 ± 22 (однофазное) 50 ± 1 |
|
Условия эксплуатации:
|
от + 10 до + 30 от 96,0 до 103,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» |
- |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 |
представлены в документе МН 1282-2023 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.310652-033/01-2023.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (Пункт 6.1.1)
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости»
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»
(ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»)
ИНН 8905000428
Адрес: 629807, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д. 59/87 Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии — филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева»
(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19
Адрес места осуществления деятельности: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»
Телефон/ факс: +7 (843) 272-70-62/(843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Web-сайт: https://vniir.org/
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592
В части вносимых изменений
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе»
(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
Web-сайт: httpsV/тцсм.рф
E-mail: info@csm72.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311495