Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/6/0,4 кВ Киров» (МП П2200475-АУВП.411711.ФСК.033.05М)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/6/0,4 кВ Киров

Наименование

МП П2200475-АУВП.411711.ФСК.033.05М

Обозначение документа

ВНИИМС

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

ВНИИМС

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель директора

по производственной метрологии

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/6/0,4 кВ Киров Измерительные каналы

Методика поверки П2200475-АУВП.411711 .ФСК.033.05М.МП

0

Москва

2016

Содержание

Стр.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее -ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/6/0,4 кВ Киров (далее по тексту - АЛИС КУЭ), заводской номер № П2200475-АУВП.411711.ФСК.033.05М, предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут использоваться для коммерческих расчетов.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в Приложении А.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Поверке подлежит каждый ИК АПИС КУЭ, реализующий косвенный метод измерений электрической энергии. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596-2002.

Первичную поверку системы выполняют после проведения испытаний АПИС КУЭ с целью утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях типа. Периодическую поверку системы выполняют в процессе эксплуатации АЛИС КУЭ. Интервал между поверками АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарушили метрологических свойств ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

Внеочередную поверку АИИС КУЭ проводят после ремонта системы, замены её измерительных компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК. Допускается подвергать поверке только те ИК, которые подверглись указанным выше воздействиям, при условии, что собственник АИИС КУЭ подтвердит официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались. В этом случае оформляется свидетельство о поверке системы с перечнем поверенных ИК.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей методике использовались ссылки на следующие нормативные документы:

РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

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

ГОСТ Р 4.199-85 «СПКП. Системы информационные электроизмерительные. Комплексы измерительно-вычислительные. Номенклатура показателей».

ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки».

МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации».

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя».

ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

ГОСТ 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности».

ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности».

ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности».

ГОСТ 12.2.007.7-83 «Система стандартов безопасности труда. Устройства комплектные низковольтные. Требования безопасности».

ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) «Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Приказ Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

3 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1. Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пункта НД по поверке

Обязательность проведения

операции при

первичной

поверке

периодической поверке

1

2

3

4

1. Подготовка к проведению поверки

8

Да

Да

2. Внешний осмотр

9.1

Да

Да

3. Поверка измерительных компонентов АНИС КУЭ

9.2

Да

Да

4. Проверка счетчиков электрической энергии

9.3

Да

Да

5. Проверка функционирования центральных компьютеров (серверов) АНИС КУЭ

9.4

Да

Да

6. Проверка функционирования вспомогательных устройств

9.5

Да

Да

7. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

9.6

Да

Да

8. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

9.7

Да

Да

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

9. Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиков.

9.8

Да

Да

10. Проверка погрешности часов компонентов системы

9.9

Да

Да

11. Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

9.10

Да

Да

12. Идентификация программного обеспечения

10

Да

Да

13. Оформление результатов поверки

И

Да

Да

4 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки применяют основные средства измерений и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а так же следующие средства поверки:

  • - Средства поверки трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.2172003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • - Средства поверки трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ»;

  • - Средства поверки счетчиков EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

  • - Средства поверки устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-ЗООО. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»;

  • - Термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20... + 60 °C; диапазон измерений относительной влажности от 10... 100 %;

  • - Радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

  • - Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Примечания:

  • 1. Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений.

  • 2. Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть внесены в Госреестр СИ и иметь действующие свидетельства о поверке.

5 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 5.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, аттестованных в соответствии с ПР 50.2.012, изучивших настоящую методику поверки и руководство пользователя на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

  • 5.2 Определение погрешности часов компонентов системы и отсутствия ошибок информационного обмена осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучивших вышеуказанные документы и прошедшим обучение работы с радиочасами «МИР РЧ-01», принимающих сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

  • 5.3 Поверка трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1 000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.4 Поверка трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.5 Поверка счетчиков EPQS, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документы по поверке счетчиков и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанными документами. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.6 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ МИ 31962009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений» и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.7 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.8 Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящими в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ» и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

ВНИМАНИЕ.

При проведении поверочных и измерительных работ должны присутствовать работники объекта, на котором размещены компоненты АИИС КУЭ, имеющие опыт работы и право на подключение и отключение эталонных и поверяемых средств измерений в соответствии со схемой поверки или с методикой выполне-

ния измерений.

6 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 6.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, Приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 24.07.2013 г. №328н «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

  • 6.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.2.007.7-75.

  • 6.3 Все оперативные отключения и включения должны проводиться руководителем работ в соответствии с программой проведения работ, утвержденной в установленном порядке.

7 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

8 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 8.1 Для проведения поверки представляют следующие копии документов:

  • - руководство пользователя АИИС КУЭ;

  • - описание типа АИИС КУЭ;

  • - свидетельств о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодической и внеочередной поверке);

  • - паспорта-протоколы на ИК;

  • - рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за интервал между поверками (только при периодической поверке);

  • - акты, подтверждающих правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения;

  • - акты, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ;

  • - акты, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 8.2 Перед проведением поверки на месте эксплуатации АИИС КУЭ выполняют следующие подготовительные работы:

  • - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и ПУЭ;

  • - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД, серверу АИИС КУЭ для проведения работ по п.п. 9.1, 9.3, 9.4, 9.5;

  • - организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п.п. 9.2,9.6, 9.7, 9.8.

9 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ 9.1 Внешний осмотр
  • 9.1.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений компонентов АИИС КУЭ, наличие поверительных пломб и клейм на измерительных компонентах.

  • 9.1.2 Проверяют размещение измерительных компонентов, наличие шильдиков и маркировку компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий по проектной документации на АИИС КУЭ.

  • 9.1.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ.

  • 9.1.4 Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения проводных линий.

При обнаружении несоответствий по п. 9.1 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.2 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ
  • 9.2.1 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов:

  • - измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • -  измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

  • - счетчиков EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

  • - устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП».

При обнаружении несоответствий по п. 9.2.1 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.3 Проверка счетчиков электрической энергии
  • 9.3.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз.

  • 9.3.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

  • 9.3.3 Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Преобразователь подключают к любому последовательному порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

  • 9.3.4 Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год). Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт.

При обнаружении несоответствий по п. 9.3 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.4 Проверка функционирования центральных компьютеров (серверов) АИИС КУЭ и ИВК
  • 9.4.1 Проверяют защиту программного обеспечения на центральных компьютерах (серверах) АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле “пароль” вводят неправильный код. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

  • 9.4.2 Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

  • 9.4.3 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

  • 9.4.4 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральных компьютерах (серверах) АИИС КУЭ.

  • 9.4.5 Проверяют правильность функционирования ИВК в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к ИВК счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

  • 9.4.6 Проверяют программную защиту ИВК от несанкционированного доступа.

  • 9.4.7 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти ИВК.

При обнаружении несоответствий по п. 9.4 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.5 Проверка функционирования вспомогательных устройств
  • 9.5.1 Проверка функционирования модемов

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков или ИВК.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

  • 9.5.2 Проверка функционирования адаптеров интерфейса

Используя кабель RS232 подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

При обнаружении несоответствий по п. 9.5 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.6 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока
  • 9.6.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТТ со счетчиком. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

  • 9.6.2 Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Срок проведения ревизии ИК, а также утверждения паспортов-протоколов должен быть не более 1 года до момента проведения поверки.

При обнаружении несоответствий по п. 9.6 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.7 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения
  • 9.7.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 9.7.2 Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей TH по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Срок проведения ревизии ИК, а также утверждения паспортов-протоколов должен быть не более 1 года до момента проведения поверки.

При обнаружении несоответствий по п. 9.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.8 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиков

Проверяют наличие данных измерений падения напряжения ил в проводной линии связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ» в условиях эксплуатации с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Паспорта-протоколы должны быть оформлены не ранее, чем за 1 год до проведения поверки ИК. Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

При обнаружении несоответствий по п. 9.8 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.9 Проверка погрешности часов компонентов системы
  • 9.9.1 Проверка СОЕВ

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов ИВК, получающего сигналы точного времени от устройства синхронизации системного времени GPS-приемника. Расхождение показаний радиочасов с ИВК не должно превышать ± 1 с. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

  • 9.9.2 Распечатывают журнал событий счетчика, выделив события, соответствующие сличению часов счетчика, ИВК и сервера. Расхождение времени часов: счетчик - ИВК в момент, предшествующий коррекции, не должно превышать предела допускаемого расхождения ± 2 с.

При обнаружении несоответствий по п. 9.9 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.10 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального компьютера (сервера БД).

В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК, должны быть включены.

  • 9.10.1 На центральном компьютере (сервере БД) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом и профиль нагрузки за полные предшествующие дню проверки сутки по всем ИК. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому 30-ти минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

  • 9.10.2 Распечатывают журнал событий счетчика и сервера и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти центральных компьютерах (серверах) системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

  • 9.10.3 Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за полные предшествующие дню проверки сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального компьютера (сервера БД) полученные по п. 9.10.2 не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

  • 9.10.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 9.10.3 в реальном режиме времени сличить показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере БД) системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями зарегистрированными в центральном компьютере (сервере БД) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

При обнаружении несоответствий по п. 9.10 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

10 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
  • 10.1 Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения указанных в описании типа:

  • - наименование программного обеспечения;

  • - идентификационное наименование программного обеспечения;

  • - номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

  • - цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

  • - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

  • 10.2 Идентификация ПО СИ реализуется следующими методами:

  • - с помощью ПО СИ или аппаратно-программных средств, разработанных организацией - разработчиком СИ (ПО СИ);

  • - с использованием специальных протестированных (аттестованных, сертифицированных) аппаратно-программных средств и/или протестированного (атте-

стованного, сертифицированного) ПО.

11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 11.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 9 оформляют свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». В приложении к свидетельству указывают перечень ПК.

  • 11.2 При отрицательных результатах поверки хотя бы по одному из пунктов методики поверки АИИС КУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее оформляют извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин.

Начальник отдела 206.1

Инженер отдела 206.1

В.В. Киселев

С.В. Тихоход

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А,1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

Счётчик

ИВК, СОЕВ

1

2

3

4

5

6

7

1

ВЛ 220кВ Киров-ТЭЦ 5 3 блок

ТВ-ЭК йен. М3

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4805

Зав.№ 15-4806

Зав.№ 15-4807

НАМИ-220 УХЛ1

Коэф. тр. 220000:л/3/100:д/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 2397

Зав.№ 2398

Зав.№ 2399

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471591

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

2

ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ

Киров-Марадыково

ТВ-ЭК исп. М3

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4808

Зав.№ 15-11987

Зав.№ 15-4810

НАМИ-220 УХЛ1

Коэф. тр. 220000:^3/100:^/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 2400

Зав.№ 2401

Зав.№ 2402

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471597

активная реактивная

3

ОВМ 220 кВ

ТВ-ЭК исп. М3 Коэф. тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4811

Зав.№ 15-4812

Зав.№ 15-4813

НАМИ-220 УХЛ1

Коэф. тр. 220000:д/3/100:д/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 2397

Зав.№ 2398

Зав.№ 2399

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471590

активная реактивная

4

ВЛ 110 кВ Киров -ТЭЦ 5 1 блок

ТВ-ЭК исп. М3

Коэф. тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4793

Зав.№ 15-4794

Зав.№ 15-4795

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:л/3/100:д/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 6011

Зав.№ 6018 Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472081

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

5

ВЛ 110 кВ Киров -ТЭЦ 5 2 блок

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 4905а Зав.№ 4905в Зав.№ 4905с

НКФ-110-57

Коэф. тр. 110000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,5 Зав.№994111 Зав.№ 994116 Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 471593

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. №05082019

активная реактивная

6

ВЛ 110 кВ Киров-Бытприбор с отпайкой на ПС Шкляевская

ТВ-ЭК исп. М3

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4799

Зав.№ 15-4800

Зав.№ 15-7073

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 6011

Зав.№ 6018

Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472080

активная реактивная

7

ВЛ 110 кВ Киров-Пасегово

ТВ-ЭК исп. М3

Коэф. тр. 1000/5

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 15-4796

Зав.№ 15-4797

Зав.№ 15-4798

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 6011

Зав.№ 6018

Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472076

активная реактивная

8

ВЛ 110 кВ Киров-Чижи 1 цепь с отпайками

ТВУ-ИО-П

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 437а

Зав.№ 437в

Зав.№ 437с

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:д/3/100:л/3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 6011

Зав.№ 6018

Зав.№6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472079

активная реактивная

9

ВЛ 110 кВ Киров-Чижи 2 цепь с отпайками

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1230а

Зав.№ 1230в

Зав.№ 1230с

НКФ-110-57

Коэф. тр. 110000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 994111

Зав.№ 994116

Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 451977

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

10

ВЛ 110 кВ Киров-Сельмаш с отпайкой на ПС Шкляев-ская

ТВ-110/50

Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 321а

Зав.№ 321 в

Зав.№ 321с

НКФ-110-57

Коэф. тр. 11ОООО:л/3/1ОО:л/3 Кл.т. 0,5 Зав.№994111 Зав.№994116 Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472081

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

и

ВЛ 110 кВ Киров-Лянгасово

ТВ-110/50

Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1840а

Зав.№ 1840в

Зав.№ 1840с

НКФ-110-57

Коэф. тр. И 0000:^3/100:д/3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 994111 Зав.№ 994116 Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472077

активная реактивная

12

ВЛ 110 кВ Киров-ВЛ 110 кВ Киров -ТЭЦ-4 1 цепь

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 695а

Зав.№ 695в

Зав.№ 695с

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 11ОООО:л/3/1ОО:л/3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 6011

Зав.№ 6018

Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 577405

активная реактивная

13

ВЛ 110 кВ Киров-ВЛ 110 кВ Киров -ТЭЦ-4 2 цепь

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1229а

Зав.№ 1229в

Зав.№ 1229с

НКФ-110-57

Коэф. тр. 110000:^3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 994111

Зав.№ 994116

Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471594

активная реактивная

14

ВЛ 110 кВ Киров -Вятка 1 цепь с отпайками

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1492а Зав.№ 1492в Зав.№ 1492с

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 6011

Зав.№6018

Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471592

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

15

ВЛ 110 кВ Киров -Вятка 2 цепь с отпайками

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1231а

Зав.№ 1231в

Зав.№ 1231с

НКФ-110-57

Коэф. тр. 110000:<3/100:д/3 Кл.т. 0,5

Зав.№994111

Зав.№ 994116

Зав.№ 994103

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471639

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

16

ОМВ-НОкВ

ТВ-110/50

Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 3754а

Зав.№ 3754в

Зав.№ 3754с

НАМИ-110УХЛ1

Коэф. тр. 110000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,2

Зав.№ 6011

Зав.№6018

Зав.№ 6101

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472075

активная реактивная

17

ВЛ 35 кВ Киров-Юго-Западная 1 цепь

ТВ

Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 8247а

Зав.№ 8247в

Зав.№ 8247с

3HOM-35-65

Коэф.тр. 35000:л/3/100:<3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1339652

Зав.№ 1339678

Зав.№ 1096599

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472074

активная реактивная

18

ВЛ 35 кВ Киров-Юго-Западная 2 цепь

ТВ

Коэф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

Зав.№ 8246а

Зав.№ 8246в

Зав.№ 8246с

3HOM-35-65

Коэф. тр. 35000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1405394

Зав.№ 1405392

Зав.№ 1405416

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472073

активная реактивная

19

ВЛ 35 кВ Киров-Корчемкино

ТВ

Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 8169а

Зав.№ 8169в

Зав.№ 8169с

3HOM-35-65

Коэф. тр. 35000:л/3/100:д/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1405394

Зав.№ 1405392

Зав.№ 1405416

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471562

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

20

ВЛ 35 кВ Киров-Лыжная с отпайкой на ПС ССК

ТВ

Коэф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

Зав.№ 8170а

Зав.№ 8170в

Зав.№ 8170с

3HOM-35-65

Коэф. тр. 35000:д/3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 1339652

Зав.№ 1339678

Зав.№ 1096599

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472072

активная реактивная

21

ВЛ 6 кВ фидер № 1

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4972

Зав.№ 15-4973

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471561

активная реактивная

22

КЛ 6 кВ фидер № 2

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4986

Зав.№ 15-4987

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471535

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

23

КЛ 6 кВ фидер № 3

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4998

Зав.№ 15-4997

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 577994

активная реактивная

24

КВЛ 6 кВ фидер № 4

ТЛП-10

Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4968

Зав.№ 15-4969

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-5018 Зав.№ 15-5019 Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471578

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

25

КВЛ 6 кВ фидер № 5

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4978

Зав.№ 15-4985

знолп-эк-ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471542

активная реактивная

26

КЛ 6 кВ фидер № 6

ТЛП-10

Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№> 15-4967

Зав.№ 15-4970

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:л/з/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471576

активная реактивная

27

КВЛ 6 кВ фидер № 7

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4995

Зав.№ 15-4996

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471555

Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО» Зав. № 05082019

активная реактивная

28

КЛ 6 кВ фидер № 8

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4982

Зав.№ 15-4983

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471560

активная реактивная

29

КЛ 6 кВ фидер № 9

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4999

Зав.№ 15-5000

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№> 471559

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

30

КЛ 6 кВ фидер № 10

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 15-4984

Зав.№ 15-4994

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:л/3/100:<3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471879

активная реактивная

31

КЛ 6 кВ фидер № 11

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4979

Зав.№ 15-4980

ЗНОЛП-ЭК-10

Коэф. тр. 6000:л/3/100:д/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471878

активная реактивная

32

КЛ 6 кВ фидер № 12

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4990

Зав.№ 15-4991

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471902

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

33

КЛ 6 кВ фидер № 13

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4992

Зав.№ 15-4993

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:а/3/100:а/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471880

активная реактивная

34

КЛ 6 кВ фидер № 14

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4976

Зав.№ 15-4977

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:>/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471955

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

35

КВЛ 6 кВ фидер № 15

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4971

Зав.№ 15-4981

ЗНОЛП-ЭК-10

Коэф. тр. 6000:д/3/100:д/3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5017

Зав.№ 15-5021

Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471956

активная реактивная

36

КВЛ 6 кВ фидер № 16

ТЛП-10

Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-5001

Зав.№ 15-5002

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:а/3/100:д/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-5018

Зав.№ 15-5019

Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471957

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав. № 05082019

активная реактивная

37

КЛ 6 кВ фидер № 17

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4974

Зав.№ 15-4975

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:д/3/100:д/3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-5017 Зав.№ 15-5021 Зав.№ 15-5022

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 471958

активная реактивная

38

КВЛ 6 кВ фидер № 18

ТЛП-10

Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-4988

Зав.№ 15-4989

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-5018 Зав.№ 15-5019 Зав.№ 15-5020

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471960

активная реактивная

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица Б.1 - Лист регистрации изменений ИК системы

Наименование объекта

Заменяемый компонент

Заменяющий компонент

Тип

Зав. номер

Метрологические характеристики

29

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель