Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток».» (Код не указан!)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток».

Наименование

Код не указан!

Обозначение документа

ООО «ИЦРМ»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ИЦРМ

Испытательный центр разработок в области метрологии

142704, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер., корпус 526

Аттестат аккредитации № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.

Тел.: +7 (495) 278-02-48

E-mail: info@ic-rm.ru

Сайт: www.ic-rm.ru

УТВЕРЖДАЮ

Генеральный директор

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток».

Измерительные каналы.

Методика поверки

Московская область, г. Видное

2016 г.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Приложение А

Приложение Б

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее - ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток» (далее - АИИС КУЭ), заводской номер 007, предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами «Тюменьэнергосбыт» - филиал АО «ЭК «Восток», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в приложении А.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

В случае если на момент проведения комплектной поверки АИИС КУЭ СИ, входящие в состав ИК, поверены и имеют действующие свидетельства о поверке - повторно покомпонентная поверка СИ может не проводиться.

Первичную поверку АИИС КУЭ выполняют после проведения испытаний АИИС КУЭ с целью утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях типа.

Периодическую поверку АИИС КУЭ выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Периодичность поверки (интервал между поверками) АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с интервалом между поверками, установленным 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 может быть оформлено дополнение к основному свидетельству о поверке АИИС КУЭ с соответствующей отметкой в основном свидетельстве.

1 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей методике использовались ссылки на следующие нормативные документы:

Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

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».

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 Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

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

ГОСТ 32144-2013 «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».

«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок ».

2 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. Подготовка к поверке

7

Да

Да

2. Внешний осмотр

8.1

Да

Да

3. Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ

8.2

Да

Да

4. Проверка счетчиков электрической энергии

8.3

Да

Да

5. Проверка УСПД

8.4

Да

Да

6. Проверка функционирования центрального компьютера АИИС КУЭ

8.5

Да

Да

7. Проверка функционирования вспомогательных устройств

8.6

Да

Да

8. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

8.7

Да

Да

9. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

8.8

Да

Да

10. Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиков

8.9

Да

Да

11. Проверка погрешности часов компонентов АИИС КУЭ

8.10

Да

Да

12. Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

8.11

Да

Да

13. Проверка метрологических характеристик измерительных каналов АИИС КУЭ

8.12

Да

Да

14. Подтверждение соответствия программного обеспечения

9

Да

Да

15. Оформление результатов поверки

10

Да

Да

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки применяют средства измерений и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2.

Таблица 2 — Средства измерений и вспомогательные устройства

№ п/п

Наименование

1

2

1

Средства поверки трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»

2

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

3

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

4

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

5

Средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»

6

Средства поверки счетчиков Альфа А1800 в соответствии с документом

МП-2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ

им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.

7

Средства поверки счетчиков Меркурий 230 (регистрационный № 23345-04) в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Методика поверки», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.11.2005 г.

8

Средства поверки счетчиков Меркурий 230 (регистрационный № 23345-07) в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Методика поверки», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.

9

Средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087 РЭ1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации», раздел «Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ

10

Средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.

11

Средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.

12

Средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ БУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.

13

Средства поверки УСПД ЭКОМ-3000 (регистрационный № 17049-04) в соответствии с документом МП 26-262-99 «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки», утвержденным УНИИМ в декабре 1999 г.

Продолжение таблицы 2

1

2

14

Средства поверки УСПД ЭКОМ-3000 (регистрационный № 17049-09) - в соответствии с методикой ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.

15

Средства поверки УСВ-1 в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.

16

Средства поверки радиочасов МИР РЧ-01 в соответствии с руководством по эксплуатации М01.063.00.000 РЭ, раздел 8 «Методика поверки», согласованным ФГУП «ВНИИФТРИ» 19.03.2004 г.

17

Средства поверки ССВ-1Г в соответствии с документом ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1 Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «Связь тест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.

18

Термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %

19

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01

20

Приемник сигналов точного времени (например, радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)

П р и м е ч а н и е - Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений.

Все СИ, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа и поверены.

4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

  • 4.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, аттестованных в соответствии с ПР 50.2.012, изучивших настоящую рекомендацию и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

  • 4.2 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 3196-2009 «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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 4.3 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 3196-2009 «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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 4.4 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 потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации» 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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 4.5 Определение погрешности часов компонентов АИИС КУЭ и отсутствия ошибок информационного обмена осуществляется работниками, имеющими опыт работы в области измерений электрических величин, изучившими вышеуказанные документы, а также руководство пользователя по работе с радиочасами «МИР РЧ-01», принимающими сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

  • 4.6 Поверка трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется поверителями средств измерений электрических величин организаций, аккредитованных на право поверки СИ в порядке, установленном законодательством РФ об аккредитации в национальной системе аккредитации, изучившими документ ГОСТ 8.217-2003. «Трансформаторы тока. Методика поверки» и допущенными к производству указанных работ в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

  • 4.7 Поверка трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется поверителями средств измерений электрических величин организаций, аккредитованных на право поверки СИ в порядке, установленном законодательством РФ об аккредитации в национальной системе аккредитации, изучившими документ «ГОСТ 8.216-2011. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и допущенными к производству указанных работ в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

  • 4.8 Поверка счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется поверителями средств измерений электрических величин организаций, аккредитованных на право поверки СИ в порядке, установленном законодательством РФ об аккредитации в национальной системе аккредитации, изучившими документ, содержащий методику поверки счетчиков, и допущенными к производству указанных работ в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

  • 5.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

  • 5.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.7.

  • 5.3 Все оперативные отключения и включения должны быть проведены в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, а также в соответствии с программой проведения работ в конкретной электроустановке, утвержденной организацией-владельцем АИИС КУЭ и согласованной с организацией, проводящей работы по поверке.

6 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

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

7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

  • 7.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

  • -   руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

  • -   описание типа АИИС КУЭ;

  • -   свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке АИИС КУЭ (при периодической и внеочередной поверке);

  • -   паспорта-протоколы на ИК;

-   рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям

эксплуатации в течение интервала между поверками (только при периодической поверке).

  • 7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

-   проводят технические и организационные мероприятия по обеспечению безопас

ности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;

-   средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в

НТД на средства поверки;

-   все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно за

землены, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

  • 8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

8.1 Внешний осмотр

  • 8.1.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов, наличие поверительных пломб и клейм.

  • 8.1.2 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.

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

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

  • 8.1.5 При наличии несоответствий по п.п. 8.1.1 - 8.1.4, влияющих на метрологические характеристики (далее - МХ) АИИС КУЭ, дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, в случае невозможности их устранения в процессе поверки, АИИС КУЭ бракуется, выписывается извещение о непригодности.

8.2 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ

  • 8.2.1 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов или свидетельств, срок действия которых близок к окончанию, дальнейшие операции по поверке ИК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

  • 8.2.2 При наличии несоответствий по п. 8.2.1, либо наличия извещений о непригодности СИ, входящих в состав ИК, дальнейшие операции по поверке прекращаются до их устранения или бракуется отдельный ИК (в случае, когда в состав ИК входит СИ с отсутствующими результатами поверки или имеющий извещение о непригодности). Забракованный ИК исключается из Приложения к свидетельству о поверке.

8.3 Проверка счетчиков электрической энергии

  • 8.3.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик). Проверяют последовательность чередования фаз с помощью вольтамперфазометра. При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

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

  • 8.3.3 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.

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

  • 8.3.5 При наличии несоответствий по п.п. 8.3.1 - 8.3.4, дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, в случае невозможности их устранения в процессе поверки ИК, в состав которого входит не прошедший проверку счетчик, бракуется. Забракованный ИК исключается из Приложения к свидетельству о поверке.

8.4 Проверка УСПД

  • 8.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

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

  • 8.4.3 Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

  • 8.4.4 При наличии несоответствий по п.п. 8.4.1 - 8.4.3 дальнейшие операции по поверке прекращаются, в случае невозможности их устранения в процессе поверки АИИС КУЭ бракуется, выписывается извещение о непригодности.

8.5 Проверка функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера)

  • 8.5.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии. Проверку считают успешной, если установлена связь со всеми счетчиками и их текущие показания доступны для просмотра.

  • 8.5.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АИИС КУЭ. Проверку считают успешной, если глубина хранения измерительной информации составляет не менее срока указанного в описании типа АИИС КУЭ или не менее срока первоначального подключения сервера АИИС КУЭ (начало эксплуатации АИИС КУЭ).

  • 8.5.3 Проверяют защиту программного обеспечения на ЭВМ 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.

  • 8.5.4 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».

  • 8.5.5 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти сервера.

  • 8.5.6 При наличии несоответствий по п.п. 8.5.1 - 8.5.5 дальнейшие операции по поверке прекращаются, в случае невозможности их устранения в процессе поверки АИИС КУЭ бракуется, выписывается извещение о непригодности.

8.6 Проверка функционирования вспомогательных устройств

  • 8.6.1 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.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

  • 8.6.2 Проверка функционирования адаптеров интерфейса.

Подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО, используя кабель RS-232. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

  • 8.6.3 При наличии несоответствий по п.п. 8.6.1 - 8.6.2 дальнейшие операции по поверке прекращаются до устранения замечаний.

8.7 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи трансформатора напряжения (далее - ТН) со счетчиком. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток ТН.

При проверке мощности ТН необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от UHOM.

Измеряют мощность нагрузки ТН, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0)-8ном.

Измерение мощности нагрузки на вторичные цепи ТН проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой измерений.

П р и м е ч а н и я

  • 1 Допускается измерения мощности нагрузки на вторичных цепях Тн не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АИИС КУЭ. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для Тн.

  • 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

При обнаружении несоответствий по п. 8.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

8.8 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и пломб энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи трансформаторов тока (далее - ТТ) со счетчиком электрической энергии.

Измеряют мощность нагрузки на вторичные цепи ТТ, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0)-8ном-

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой измерений.

П р и м е ч а н и я

  • 1 Допускается измерения мощности нагрузки на вторичных цепях ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АИИС КУЭ. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТТ.

  • 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам ТТ.

При обнаружении несоответствий по п. 8.8 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

8.9 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиков

Измеряют падение напряжения ил в проводной линии связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации». Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке Тн.

П р и м е ч а н и я

1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с Тн не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов - протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АИИС КУЭ. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше требования.

2 Допускается падение напряжения в линии соединения счетчика с ТН определять расчетным путем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

При обнаружении несоответствий по п. 8.9 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

8.10 Проверка погрешности часов компонентов АИИС КУЭ.

  • 8.10.1 Проверка устройств синхронизации времени УСВ-1, радиочасов МИР РЧ-01, серверов синхронизации времени ССВ-1Г и встроенных в ЭКОМ-3000 GPS-приемников.

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов сервера БД и сервера СД ООО «СГЭС», получающих сигналы точного времени от соответствующих УСВ-1. Расхождение показаний радиочасов с часами сервера БД и сервера СД ООО «СГЭС» не должно превышать значения, указанного в описании типа системы. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов сервера СД ПАО «СУЭНКО», получающего сигналы точного времени от соответствующих МИР РЧ-01. Расхождение показаний радиочасов с часами сервера СД ПАО «СУЭНКО» не должно превышать значения, указанного в описании типа системы. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов каждого УСПД, получающего сигналы точного времени от встроенного GPS-приемника. Расхождение показаний радиочасов с часами каждого УСПД не должно превышать значения, указанного в описании типа системы. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов сервера СД АО «Тюменьэнерго», получающего сигналы точного времени от настроенного УСПД (или в случае использования резервного источника времени - от сервера синхронизации времени ССВ-1Г). Расхождение показаний радиочасов с часами сервера СД АО «Тюменьэнерго» не должно превышать значения, указанного в описании типа системы. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

  • 8.10.2 Распечатывают журнал событий счетчика, УСПД, сервера СД ООО «СГЭС» и сервера СД ПАО «СУЭНКО», выделив события, соответствующие сличению часов счетчика, УСПД и сервера. Расхождение времени часов: счетчик - УСПД, счетчик - сервер СД ООО «СГЭС», счетчик - сервер СД ПАО «СУЭНКО» в момент, предшествующий корректировке, не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ.

  • 8.10.3 При обнаружении несоответствий по п.п. 8.10.1-8.10.2 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

8.11 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 сервера.

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

  • 8.11.1 На центральном компьютере (сервере) АИИС КУЭ распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом 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 АИИС КУЭ.

  • 8.11.2 Распечатывают журнал событий счетчика, УСПД и сервера и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами АИИС КУЭ. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти сервера на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

  • 8.11.3 Распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального сервера не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

  • 8.11.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.11.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) АИИС КУЭ 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) АИИС КУЭ. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

  • 8.11.5 При обнаружении несоответствий по п.п. 8.11.1-8.11.4 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

8.12 Проверка метрологических характеристик измерительных каналов АИИС КУЭ.

  • 8.12.1 Расчетными методами проверяют правильность значений характеристик погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ, указанных в проекте описания типа АИИС КУЭ для государственного реестра средств измерений.

  • 8.12.2 Границы интервала основной погрешности измерительного канала (ИК) электроэнергии рассчитывают для вероятности Р=0,95 для нормальных условий.

  • 8.12.3 Границы интервала основной относительной погрешности ИК активной электроэнергии вычисляют по формуле (1):

5 ИК 0 А = ±1,1J5 ТТ + 5ТН + d02 А + d Л + d O2C                          (1)

где 5 ИК0 А - границы интервала основной относительной погрешности ИК активной электроэнергии в % для вероятности 0,95;

5 ТТ - предел допускаемой относительной погрешности по амплитуде трансформатора тока (ТТ) в %;

5 ТН - предел допускаемой относительной погрешности по амплитуде трансформатора напряжения (ТН) в %;

5 q А - границы интервала относительной погрешности измерения активной электроэнергии обусловленной угловыми погрешностями измерительных трансформаторов в %;

dn - предел допускаемой относительной погрешности, обусловленной потерями напряжения в линии связи между ТН и счетчиком в %;

dcK - предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика электроэнергии в %.

Границы интервала суммарной абсолютной угловой погрешности q в минутах и границы интервала относительной погрешности 5е а в % определяются по формулам:

о = Л/е] +qU                                          (2)

8е А = 0,029 оtgj                                              (3)

где 01 и 0и - пределы допускаемых угловых погрешностей ТТ и ТН в минутах, соответственно;

j- угол сдвига между векторами первичных тока и напряжения в градусах.

  • 8.12.4 Границы интервала погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации рассчитывают для вероятности 0,95. В качестве рабочих условий используют данные, указанные в МИ 2999, либо предусмотренные технической документацией на систему.

  • 8.12.5 Границы интервала относительной погрешности ИК активной электроэнергии в рабочих условиях вычисляют по формуле (4):

    5 ИК P А

    d 2 +d 2

    ТТ ТН

    + 5е а + 5Л + 5Ос

m

(4)

+    5 доп,

i=1

где 5ИКр А - границы интервала относительной погрешности ИК активной электроэнергии в % для вероятности 0,95;

5ТТ,5ТН,5е A,5Л,5ОС - те же величины, что и в формуле 1;

5доп - предел относительной допускаемой дополнительной погрешности счетчика электро

энергии в рабочих условиях от i-ой влияющей величины; m - общее число влияющих величин.

  • 8.12.6 Границы интервала основной относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии вычисляют по формуле (5):

5ИКОР 1,1^1 5тт + 5тн + 5е Р + 5Л + 5Ос

(5)

где 5 ИКО Р - границы интервала основной относительной погрешности ИК реактивной электро-

энергии в % для вероятности 0,95;

Р - границы интервала относительной погрешности измерения реактивной электроэнер-е Р - границы интервала относительной погрешности измерения реактивной электроэнергии, обусловленной угловыми погрешностями измерительных трансформаторов в %;

5е Р = 0,029 0ctgO                                           (6)

Остальные величины в формулах (5) и (6) те же, что в формулах (1) и (3).

  • 8.12.7 Границы интервала относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии в рабочих условиях вычисляют по формуле (7)

    5 ИКР Р

    5 2 +5 2

    ТТ ТН

m

+ 5е р + 5Л + 5Ос +^5L,

(7)

i=1

где все величины те же, что в формулах (1), (3), (4) и (6).

П р и м е ч а н и е - Формулы (1), (4), (5) и (7) даны для случая, когда отклонение внешних влияющих величин от нормальных значений вызывает дополнительные погрешности только у счетчика электроэнергии, а составляющими погрешности измерения электроэнергии, обусловленными погрешностью задания интервала времени интегрирования электрической мощности, погрешностью передачи информации по ГОСТ 4.199, погрешностью обработки данных, можно пренебречь.

  • 8.12.8 При обнаружении несоответствий по п.п. 8.12.1-8.12.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9 ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

  • 9.1 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 испол

няемого кода);

-   алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

  • 9.2 Проверка выполняется в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» и ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

    • 9.2.1 Проверка документации в части программного обеспечения.

На испытания представляется документация на программное обеспечение: Руководство пользователя. Представленная техническая документация должна соответствовать ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

  • 9.2.2 Проверка идентификации программного обеспечения АИИС КУЭ

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствует заявленным (наименование ПО и его версия определяются после загрузки ПО в разделе «справка»).

Результат испытаний считать положительным, если Идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствует заявленному.

  • 9.2.3 Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения

На выделенных модулях ПО проверить Цифровые идентификаторы (например, с помощью программы Unreal Commander или FSUMM). Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - MD5. Контрольные суммы исполняемого кода предоставляются Заказчиком на каждый выделяемый модуль ПО.

Проверка Цифрового идентификатора программного обеспечения происходит на ИВК (сервере), где установлен ПК «Энергосфера». Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить файлы, указанные в проекте описания типа на АИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу, просчитать хэш. Получившиеся файлы в количестве, соответствующем выделенным файлам, содержат код MD5 в текстовом формате. Наименование файла MD5 строго соответствует наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

Сведения об идентификационных данных (признаках) ПО СИ и методах его идентификации вносят в протокол испытаний в виде, представленном в таблице 3.

Таблица 3 - Форма для внесения сведений об идентификационных данных ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице А.1 нормированы с учетом ПО.

  • 9.2.4 Проверка уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.

    • 9.2.4.1 Проверку уровня защиты ПО СИ от непреднамеренных и преднамеренных изменений (уровни низкий, средний, высокий) проводят на основании результатов исследований ПО СИ, выполненных по пп. 9.2.4.2-9.2.4.3, при этом учитывают необходимость применения специальных средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений (см. таблицу 4).

Таблица 4 - Уровни защиты ПО СИ

Уровень защиты ПО СИ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

Описание

низкий

Не требуется специальных средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений.

средний

Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные недостаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

высокий

Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

  • 9.2.4.2 Проверка защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от случайных или непреднамеренных изменений.

  • -   на основе анализа документации определяется наличие (отсутствие) средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от изменения или удаления в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий (например, наличие энергонезависимой памяти для хранения измеренных данных);

  • -   на основе функциональных проверок, имитирующих непредсказуемые физические воздействия, убеждаются в действии средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от изменения или удаления в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий;

  • -   на основе анализа документации и проведения функциональных проверок, имитирующих различного рода ошибки или иные изменения случайного или непреднамеренного характера, проверяется их обнаружение и фиксация в журнале(ах) событий.

  • 9.2.4.3 Проверка защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений.

  • -   проверка наличия специальных средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений;

  • -   проверка фиксации в журнале событий действий, связанных с обновлением (загрузкой) метрологически значимой части ПО СИ, изменением или удалением измеренных данных в памяти СИ, изменением параметров ПО СИ, участвующих в вычислениях и влияющих на результат измерений;

  • -   проведение функциональных проверок, имитирующих наступление событий, подлежащих обнаружению и фиксации в журнале событий ПО СИ;

  • -   проверка невозможности искажения либо несанкционированного удаления данных журнала событий без нарушения защиты иных средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений;

  • -   проверка соответствия полномочий пользователей, имеющих различные права доступа к функциям метрологически значимой части ПО СИ и измеренным данным;

  • -   проверка наличия в конструкции СИ обеспечения защиты запоминающего устройства от несанкционированной замены.

  • 9.2.4.4 Сведения о защите метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от случайных или непреднамеренных изменений, о защите метрологические значимой части ПО СИ и измеренных данных от преднамеренных изменений, и об уровне защиты ПО СИ от непреднамеренных и преднамеренных изменений вносят в протокол испытаний.

На ИВК распечатывают данные по любому измерительному каналу за предыдущие сутки, выключают ИВК. Через 5 мин включают ИВК, распечатывают данные по этому же каналу за предыдущие сутки и сравнивают с ранее распечатанными данными, при этом данные должны быть идентичны.

На ИВК производят попытку удаления любого файла, вносимого в таблицу 3, при этом на экран монитора ИВК должно выдаваться сообщение о невозможности удаления файла.

  • 9.2.4.5 Проверка уровня защиты ПО АИИС КУЭ от преднамеренных изменений:

- на ИВК производят попытку введения заведомо неверного пароля, при этом на экран ИВК должно выдаваться сообщение о невозможности доступа к программе;

- на ИВК производят копирование программ, вносимых в таблицу 3. С помощью редактора искажают содержимое 2-4 байта скопированных файлов, рассчитывают новое значение контрольных сумм измененных файлов, которое должно отличаться от внесенных в таблицу 3;

- на ИВК производят попытку замены файла на модифицированный, при этом на экран ИВК должно выдаваться сообщение о невозможности замены файла.

Результат проверки считается положительным, если выполняются требования настоящего пункта.

10 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

  • 10.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Министерства промышленности и торговли РФ от 02 июля 2015г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

  • 10.2 При отрицательных результатах поверки хотя бы по одному из пунктов методики поверки АИИС КУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Министерства промышленности и торговли РФ от 02 июля 2015г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин.

Разработал:

Инженер

ООО «ИЦРМ» _________________ П.С. Казаков

Приложение А

(обязательное)

Таблица А.1 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК*

Номер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

Вид электро-энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Сечение: АО «ЭК «Восток» (г. Сургут) - ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Тюменская ЭСК)

1

203

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 3СШ, яч.4

ТОЛ-10-I

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 19947

Зав. № 19948

Зав. № 19835

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0029

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193902

HP

ProLiant

DL380

G5

Зав. №

СZC815

02X1

активная реактивная

1,3

2,5

3,4

6,9

2

204

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 1 СШ, яч.9

ТОЛ-10-I Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 20728 Зав. № 17722 Зав. № 21196

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0031

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193895

ЭКОМ-

3000 Зав. № 05092467

активная реактивная

1,3

2,5

3,4

6,9

3

205

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 2СШ, яч.29

ТОЛ-10-I Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 21027 Зав. № 20849 Зав. № 21195

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0030

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193874

активная реактивная

1,3

2,5

3,4

6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

206

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 4СШ, яч.30

ТОЛ-10

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 50703 Зав. № 58704

ТЛМ-10

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 7129

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0033

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193885

ЭКОМ-

3000 Зав. № 05092467

HP ProLiant DL380

G5 Зав. №

СZC815 02X1

активная

реактивная

1,3

2,5

  • 3.3

  • 5.4

5

209

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 3СШ, яч.16

ТОЛ-10-I

Ктт=200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 1061 Зав. № 1117 Зав. № 1219

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0029

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

№ 01193878

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

6,9

6

210

ПС 110/10/10 кВ «Западная»,

ЗРУ-10кВ, 4СШ, яч.34

ТОЛ-10-I

Ктт=200/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 1217

Зав. № 1073

Зав. № 1001

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0033

A1805 RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193887

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

6,9

7

155.2

КТПН-733 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1081496 Зав. № 1081488 Зав. № 1084849

Меркурий 230

ART-03

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01053457

активная

реактивная

1,0

2,1

  • 3.2

  • 5.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

8

155.4

КТПН-731

10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 66709

Зав. № 66674

Зав. № 66717

Меркурий 230

ART-03

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 01120400

HP

ProLiant

DL380

G5

Зав. №

СZC815 02X1

активная реактивная

1,0

2,1

  • 3.2

  • 5.3

Сечение: АО «ЭК «Восток» (г. Тюмень) - ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Тюменская ЭСК)

9

502

ПС 110/10кВ «Алебашево» ЗРУ-10кВ яч.11

ТОЛ-10-I

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 9861

Зав. № 9862

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0301

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5/1,0

Зав. № 06032194

ЭКОМ-3000 Зав. № 12051126

HP

ProLiant

DL380

G5

Зав. №

СZC815 02X1

активная реактивная

1,3

2,5

  • 3.2

  • 5.2

10

503

ПС 110/10 кВ «Алебашево» ЗРУ-10кВ яч.36

ТОЛ-10-I

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 9824

Зав. № 9834

НАМИТ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 0140

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5/1,0 Зав. № 12022043

активная реактивная

1,3

2,5

  • 3.2

  • 5.2

11

512

ПС 110/10 кВ «Мурманская» ЗРУ-10кВ яч.7

ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 23541 Зав. № 23487

НАМИ-10-95-

УХЛ2

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав№ 494

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103074137

ЭКОМ-3000 Зав. № 09071781

активная реактивная

1,3

2,5

  • 3.3

  • 5.4

12

513

ПС 110/10 кВ «Мурманская» ЗРУ-10кВ яч.14

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 23493

Зав. № 23536

НАМИ-10-95-

УХЛ2

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. № 553

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074151

активная реактивная

1,3

2,5

  • 3.3

  • 5.4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 110/10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

НАМИ-10-95-

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав №

актив

ная

1,3

3,4

13

504

«Широтная»

Кл.т. 0,5S

Ктн=10000/100

ЗРУ-10кВ яч.29

Зав. № 14342

Кл.т. 0,5

0107073059

ЭКОМ-

реак-

2,5

6,9

Зав. № 14030

Зав. № 1374

3000

тивная

ПС 110/10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

НАМИ-10-95-

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107076211

Зав. №

12051094

HP

ProLiant

DL380

G5 Зав. № СZC815 02X1

актив

ная

1,3

3,4

14

505

«Широтная»

ЗРУ-10кВ яч.20

Кл.т. 0,5S

Зав. № 07330

Зав. № 16720

Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1387

реактивная

2,5

6,9

15

514

ПС 110/10 кВ

«Северная» ЗРУ-10кВ яч.41

ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 12562

НАМИ-10-95-

УХЛ2

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5/1,0 Зав № 11030113

ЭКОМ-

актив

ная

реак-

1,3

2,5

  • 3.2

  • 5.2

Зав. № 12564

Зав № 3231

3000

тивная

ПС 110/10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

НАМИ-10-95-

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5/1,0 Зав. №

Зав. № 12051135

актив

ная

1,3

3,2

16

515

«Северная»

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

ЗРУ-10кВ яч.26

Зав. № 12560

Кл.т. 0,5

06032196

реак-

2,5

5,2

Зав. № 12555

Зав. № 2586

тивная

Сечение: АО «ЭК «Восток» (г. Тобольск) - ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Тюменская ЭСК)

ТЛК-10

Ктт=30/5

ЗНОЛП-10

HP

ВЛ-10 кВ

ф. Михайловка от ПС 110/10 Вол-гинская, оп.53

Кл.т. 0,5S Зав. № 298014

Ктн=10000/^3/

100/V3

СЭТ-

4ТМ.03М.01

ProLiant

DL380

актив

ная

1,3

3,4

17

20

0000004

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5S/1,0

G5

Зав. № 298014

0000001

Зав. № 4004381

Зав. № 4004042

Зав. №

0808141959

Зав. № СZC815

реактивная

2,5

5,8

Зав. № 298014

Зав. № 4004419

02X1

0000002

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

18

15

ТП-227 (2196) 10/0,4 кВ, РУ-0,4кВ

ТТИ-А

Ктт=150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № С5554

Зав. № С5566

Зав. № С5571

Меркурий 230

ART-03

PQCSIGDN

Кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 06237220

HP

ProLiant

DL380 G5

Зав. №

СZC815 02X1

активная

реактивная

1,0

2,1

3,2

5,6

19

14

ПС-110/10кВ Вол-гинская яч. 22 ф. «РП-9-2»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 17154-11 Зав. №

17236-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5

Зав. № 01113-11

Зав. № 01114-11

Зав. № 01115-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804113124

ЭКОМ-

3000

Зав. № 12051097

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

20

16

ПС-110/10кВ Вол-гинская яч. 31 ф. «РП-10-1»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=100/5

Кл.т. 0,5S Зав. №

17616-11 Зав. №

17864-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 01119-11 Зав. № 01120-11

Зав. № 01121-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804112015

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

21

17

ПС-110/10кВ Вол-

гинская яч. 20

ф. «Хлебозавод-2»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=150/5

Кл.т. 0,5S Зав. №

17538-11

Зав. №

17747-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5

Зав. № 01113-11

Зав. № 01114-11

Зав. № 01115-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804112063

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

22

18

ПС-110/10кВ Вол-гинская яч. 10 ф. «РП-8-4»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

17261-11

Зав. №

17342-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 01113-11 Зав. № 01114-11 Зав. № 01115-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804112098

ЭКОМ-

3000

Зав. № 12051097

HP

ProLiant

DL380

G5

Зав. №

СZC815 02X1

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

23

19

ПС 110/10 Вол-гинская яч.12 ф. «РП Горко-тельная-2»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

17256-11

Зав. №

17323-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808094153

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

24

21

ПС 110/10 Вол-гинская яч.14 ф. «РП-5-2»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=200/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

18079-11

Зав. №

18082-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804112184

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

25

22

ПС 110/10 Вол-гинская яч.13 ф. «РП-8-3»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

17141-11

Зав. №

17158-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 01119-11 Зав. № 01120-11 Зав. № 01121-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804112173

активная

реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=100/5

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 01113-11 Зав. № 01114-11 Зав. № 01115-11

СЭТ-

актив-

ПС 110/10 Вол-

Кл.т. 0,5S

4ТМ.03М.01

ная

1,3

3,4

26

23

гинская яч.32

Зав. №

Кл.т. 0,5S/1,0

ф. «РП-10-2»

16147-11

Зав. №

16549-11

Зав. №

804112002

реактивная

2,5

5,8

ТОЛ-СЭЩ-10

27

24

ПС 110/10 Вол-

гинская яч.9

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

17107-11

Зав. №

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5/1,0

активная

1,3

3,3

ф. «РП Горко-

тельная-1»

Зав. №

10043169

ЭКОМ-

HP

ProLiant

DL380

G5

Зав. №

СZC815 02X1

реактивная

2,5

6,4

17255-11

3000

28

25

ПС 110/10 Вол-

гинская яч.7

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=200/5

Кл.т. 0,5S

Зав. №

НАЛИ-СЭЩ-10-1 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 01119-11 Зав. № 01120-11 Зав. № 01121-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 12051097

активная

1,3

3,4

ф. «РП-5-1»

18081-11

Зав. №

18096-11

Зав. №

0808091046

реактивная

2,5

5,8

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

СЭТ-

актив-

ПС 110/10 Вол-

Кл.т. 0,5S

4ТМ.03М.01

ная

1,3

3,4

29

26

гинская яч.21

Зав. №

Кл.т. 0,5S/1,0

ф. «РП-9-1»

17164-11

Зав. №

реак-

2,5

5,8

Зав. №

17191-11

0804113596

тивная

1

2

3

4

5

30

27

ПС 110/10 Вол-гинская яч.25 ф. «Хлебозавод-1»

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=150/5

Кл.т. 0,5S Зав. №

16422-11 Зав. №

16440-11

НАЛИ-СЭЩ-10-1

Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. №01119-11 Зав. №01120-11 Зав. №01121-11

6

7

8

9

10

11

сэт-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0

Зав. № 0804112065

эком-3000 Зав. № 12051097

HP ProLiant DL380

G5 Зав. № CZC815 02X1

активная реактивная

1,3

2,5

3,4

5,8

Приложение Б

(обязательное)

Таблица Б.1 — Лист регистрации изменений ИК АИИС КУЭ

Наименование объекта

Заменяемый компонент

Заменяющий компонент

Тип

Зав. номер

Метрологические характеристики

25

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель