Сведения о средстве измерений: 41121-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"

Номер по Госреестру СИ: 41121-09
41121-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго» (г. Братск, Иркутской области) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), выработанной и потребленной за установленные интервалы времени участком теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7), а также автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии и оперативного управления потреблением электроэнергией.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 128983
ID в реестре СИ - 351383
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и т, -,

Производитель

Изготовитель - ЗАО "Ирмет"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Иркутск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

RB_4 Справочник методик поверки СИ реестра утвержденных типов СИ ФГИС «АРШИН»

Cправочник методик поверки составлен по данным реестра "Утверждённые типы средств измерений" ФГИС АРШИН, содержит более 28 тыс. записей и постоянно пополняется.

В качестве идентификатора методики в справочнике используется номер средства измерений в ФГИС АРШИН. Кроме данного справочника в системе "ОЕИ аналитика" присутствует справочник методик поверки, отсутствующих в ФГИС, который пополняется силами сотрудников сервиса.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 1
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
24722-03	Система автоматизированная коммерческого учета электроэнергии, АСКУЭ ФОРЭМ ОАО "Иркутскэнерго" ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
33399-06	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутскэнерго". Этап IV. Сальдо-перетоки, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
36404-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Иркутскэнерго" (этап IV-сальдо-перетоки) (в части ПС Быстрая), Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
36712-08	Комплекс измерительно-вычислительный, ИВК ГУЭП "Облкоммунэнерго" ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
38839-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) электрокотельных ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
38840-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская энергосбытовая компания" ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39342-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-11 ОАО "Иркутскэнерго" Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39343-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39344-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Этап-IV-сальдо-перетоки ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39345-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго" Этап II. ГЭС-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39346-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Зиминской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго" Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39347-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39348-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Иркутской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго". Этап II. ГЭС-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39349-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка №1 ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго". Этап III ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41121-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41122-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41123-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-16 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41124-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41716-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Братские электрические сети", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
42732-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУЭП "Облкоммунэнерго" Ангарские электрические сети", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
44971-10	Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АЭХК", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
46030-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
46031-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУЭП "Облкоммунэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
47140-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АЭХК", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
52179-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
52180-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
54263-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ХК "Якутуголь", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56000-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220/35 кВ "Тайшет-2 (Озерная)" ОАО "Иркутскэнерго" в части подключения ВЛ 500 кВ от ПС "Ангара" до ПС "Тайшет-2 (Озерная)", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56001-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56443-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58968-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58972-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58973-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Зиминской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58974-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-11 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58975-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58976-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58977-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58978-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58979-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58980-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка № 1 ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58981-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220/35 кВ "Тайшет-2 (Озерная)" ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58982-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братск" (ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод"), Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58983-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-6 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
60847-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
61221-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода - филиала ОАО "НПК "Иркут", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
64329-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66676-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66719-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66720-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Иркутскэнерго" Иркутская ТЭЦ-10, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года

RT_28 Анализ рынка поверки Махачкалы

Махачкала - город на юге России, расположенный на берегу Каспийского моря. Столица Республики Дагестан. Третий по величине город в Северо-Кавказском регионе и крупнейший город в Северо-Кавказском федеральном округе. Махачкала - самый густонаселенный город Северо-Кавказского федерального округа, один из немногих растущих и самый быстрорастущий из крупнейших российских городов, многие из которых в постсоветское время имели отрицательную динамику численности населения.

Современная Махачкала - крупный экономический, административный, политический, научный и культурный центр Юга России. Это единственный незамерзающий российский морской порт на Каспии. Город является крупным промышленным центром Южного федерального округа. Его предприятия специализируются на производстве оборонной, лесной, металлообрабатывающей, электронной, рыбоперерабатывающей и другой продукции. За последние 4 года объем промышленного производства увеличился более чем в 5 раз.

Отчет "Анализ рынка поверки в Махачкале" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Махачкала.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2024 году	Первичных поверок	Периодических поверок	Извещений	Для юриков	Для юриков первичные	Для юриков периодические
ООО "МЕТРОСЕРВИС" (RA.RU.311269)		Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и т	1		0	0	0	0	0	0
ООО "ИРМЕТ" (RA.RU.312880)		-	1		0	1	0	0	0	0

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго».

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

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

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

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52425-2005 «Счетчики электрической реактивной энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 51841-2001 Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 34.601-90. «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго».

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго». Методика поверки» МП 002-2009, утвержденной ВСФ ФГУП «ВНИИФТРИ» в июле 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом: «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 2004 г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДНЯМ 466453.005 ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;
- средства измерений в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения

измерений электрической энергии и мощности АИИС КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго» ФР______________________;

- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- Радиочасы МИР РЧ-01 (приемник, принимающий сигналы службы точного времени) (ГР № 27008-04);
- ПО «Альфа-Смарт» для настройки КАПС на основе УСПД RTU-325L, ПО «MeterCat» для конфигурации и опроса счетчиков и ПО AC LapTop - для ноутбука.

Межповерочный интервал - 4 года.

Заключение

Тип Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго» (единичное изделие) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на объектах и подстанциях (34 точки измерения).
2- й уровень: информационно-вычислительный компонент электроустановки (ИВКЭ) на базе комплекса аппаратно-программных средств (КАПС) на основе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, включающий технические средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации.
3- й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ОАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение.

Принцип действия АИИС КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго»: первичные токи и напряжения в контролируемой линии передачи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за период 0,02с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) по шине интерфейса RS-485 и далее через конвертор интерфейсов МОХА поступает по цифровому интерфейсу Ethernet на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения в УСПД.

Сопряжение электросчетчиков и УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» осуществляется посредством Switch-коммутаторов, образуя основной канал передачи данных. Резервный канал образован при помощи GSM-модема подключенного к УСПД.

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль её достоверности. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств и объектов измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «Альфа ЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго», при этом возможна синхронизация времени электросчетчика со временем предварительно синхронизованного инженерного пульта.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии (мощности) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, расчет потерь электроэнергии, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер с принтером). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств и объектов измерений, передаются в вышестоящие организации и смежным энергосистемам по основному и резервному каналам связи.

АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе устройства синхронизации системного времени (GPS-приемника сигналов точного времени), которое автоматически корректирует время ИВК. СОЕВ выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ с обеспечением перехода на "Зимнее" и "Летнее" время. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней. На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено первое УССВ на базе GPS-приёмника HVS-35. Настройка системного времени сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от GPS-приёмника с помощью программного обеспечения AC Time, входящего в его комплект поставки, и синхронизирует время при расхождении более, чем на ±1с, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется вторым устройством синхронизации системного времени (HVS-35), установленного в ИВКЭ, коррекция времени происходит в случае расхождения времени более чем на ±2с. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля -компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) синхронизируется со временем в УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Возможна синхронизация времени счетчиков непосредственно от сервера ИВК ОАО «Иркутскэнерго». Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документации на систему и приведена в таблице 4.

Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6(ТЭЦ-7) ОАО «Иркутскэнерго»

№	Наименование	№Госреестра СИ РФ	Примечание
	Основные технические компоненты
1	Технические средства учета электроэнергии и мощности
1.1	Измерительные трансформаторы тока
1.1.1	ТОЛ-35-Ш УХЛ1	ГР №34016-07	КТ 0,5S (4 шт.)
1.1.2	ТПОЛ-Ю УЗ	ГР№ 1261-08	KT0,2S(10 шт.)
1.1.3	ТОЛ-10-1-2	ГР№ 15128-07	КТ 0,2S (62 шт.)

№	Наименование	№Госреестра СИ РФ	Примечание
1.2	Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1	ЗНОЛ-35-111 УХЛ1	ГР №21257-06	КТ 0,5 (6 шт.)
1.2.2	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ	ГР № 3344-04	КТ 0,5 (15 шт.)
1.3	Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные серии АЛЬФА
1.3.1	А1802RALQ-P4G-DW-4	ГР № 31857-06	КТ 0,2S (А) по ГОСТ Р52323-2005 и 0,5 (R) по ГОСТ Р 52425-2005 (34 шт.)
1.4	Комплекс аппаратно-программных средств
1.4.1	RTU-325L-E2-512-М2-В2	ГР№ 37288-08	сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.)
Вспомогательные технические компоненты
2	Средства вычислительной техники и связи
2.1	GSM-модем с блоком питания и антенной Siemens M-35s	-	1 шт.
2.2	Источник бесперебойного питания (ИБП) APS Smart UPS 1500	-	1 шт.
2.3	Преобразователь интерфейсов МОХА	-	1 шт.
2.4	Сервер базы данных	-	1 шт.
2.5	Коммутатор Switch Cisco Catalyst 2950	-	1 шт.
Программные компоненты
3	Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC	ГР№ 20481-00	ПО Microsoft Windows 2000 Pro ПО «Альфа-Центр» ПО «Альфа-Смарт» для настройки КАПС на основе УСПД RTU 325L ПО «MeterCat» для конфигурации и опроса счетчиков ПО AC LapTop - для ноутбука
Эксплуатационная документация
4.1	Руководство пользователя АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.2	Паспорт-формуляр АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.3	Технологическая инструкция АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.4	Инструкция по формированию и ведению базы данных АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.5	Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.6	Методика поверки АИИС КУЭ КУЭ участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.7	Техническая документация на комплектующие изделия	-	1 комплект

Перечень и характеристики измерительно-информационных комплексов, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, входящих в состав ИИК, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и характеристики измерительно-информационных комплексов (ИИК)

ик		Средство измерений		Ктт’Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
Участок теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7)		УСПД	RTU-325L-E2-512-М2-В2 ГР № 37288-08 №004291		Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность

ик		Средство измерений		Ктт’Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип	Ктт’Кун	Наименование измеряемой величины
1	ЛЭП-35-11	ТТ КТ 0,5 S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 34016-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-35 111 УХЛ1 Зав.№ 1100 (фаза А); Зав.№ 1115 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=3 5000/100 ГР №21257-06 Поверка 2008 г.	ЗНОЛ-35111 УХЛ1 Зав.№ 261 (фаза А); Зав.№ 243 (фаза В); Зав.№ 246 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01 185697		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
2	ЛЭП-35-08	ТТ КТ 0,5 S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 34016-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-35 111 УХЛ1 Зав.№ 1113 (фаза А); Зав.№ 1122 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=3 5000/100 ГР №21257-06 Поверка 2008 г.	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 Зав.№ 244 (фаза А); Зав.№ 256 (фаза В); Зав.№ 258 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185665		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,Г1₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
3	Т-1 ввод бкв	ТТ КТ 0,2S Ктг=1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008 г.	ТПОЛ-Ю УЗ Зав.№ 13809 (фаза А); Зав.№ 13875 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185681		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
4	Т-2 ввод бкв	ТТ КТ 0,2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР№ 1261-08 Поверка 2008 г.	ТПОЛ-ЮУЗ Зав.№ 13810 (фаза А); Зав.№> 13811 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, 1,

ик		Средство измерений		Кут’Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
		тн КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185700		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
5	ТГ-1	ТТ КТ 0,2S К_тт=800/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008 г.	ТПОЛ-ЮУЗ Зав.№ 13869 (фаза А); Зав.№ 13870 (фаза В); Зав.№ 13876 (фаза С)	о о 40 о	Ток первичный, Г
		ТН КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); 3ав.№8753 (фаза С)		Напряжение первичное,СТ
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Кеч =1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185651		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
6	ТГ-2	ТТ КТ 0,2S К_тт=800/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008 г.	ТПОЛ-ЮУЗ Зав.№ 30093 (фаза А); Зав.№ 30094 (фаза В); Зав.№ 13812 (фаза С)	о о 40 о	Ток первичный, Г
		ТН КТ 0,5 К_Тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 011855 15		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
7	В-6-1Р	ТТ КТ 0,2S К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-Ю-1-2 Зав.№ 30092 (фаза А); Зав.№ 30095 (фаза С)	о о С9 Г—	Ток первичный, 1,
		ТН КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,U,

ик		Средство измерений		Ктт'Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик KT0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч =1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185650		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,и₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
8	КЛ-1-2Р(рез)	ТТ КТ 0,2S Ктг= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 1443 (фаза А); Зав.№ 1444 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,и\|
		Счетчик КТ 0,2 S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185676		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
9	КЛ-1-ЗР	ТТ КТ 0,2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-Ю-1-2 Зав.№ 68142 (фаза А); Зав.№ 68144 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, Г
		TH КТ 0.5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,U\|
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01 185576		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
10	КЛ-1-4Р(рез)	ТТ КТ 0,2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 68150 (фаза А); Зав.№1262 (фаза С)	о о о 00	Ток первичный, Г
10	КЛ-1-4Р(рез)	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)	о о о 00	Напряжение первичное,Ui

ик		Средство измерений		Куу'КуН	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01185600		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
И	КЛ-1-5Р	ТТ КТ 0,2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 68145 (фаза А); Зав.№ 68141 (фаза С)	О о о оо	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№01185540		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U2 Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
12	В-6 ТЭЦ- Энергетик	ТТ KT0.2S К_тт= Ю00/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30097 (фаза А); Зав.№ 30098 (фаза С)	о о о гч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1690) Зав.№ 8749 (фаза А); Зав.№ 8752 (фаза В); Зав.№ 8753 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185583		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
13	КЛ-П-1Р(рез)	ТТ КТ 0.2S К ту—1000/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30099 (фаза А); Зав.№ 30096 (фаза С)	о о о гч	Ток первичный, h
13	КЛ-П-1Р(рез)	TH КТ 0,5 К_тн=6000/Ю0 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)	о о о гч	Напряжение первичное,U,

ик		Средство измерений		К_Тт'Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01 185662		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
14	В-6-2Р	ТТ КТ 0.2S К_тг=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30092 (фаза А); Зав.№ 30095 (фаза С)	О о гч г-	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185576		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
15	КЛ-П-ЗР(рез)	ТТ КТ 0,2S Ктт=1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15 128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 68146 (фаза А); Зав.№ 68140 (фаза С)	о о о 00	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_гн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185644		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
16	КЛ-П-4Р	ТТ КТ 0,2S К-п^ 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 45907 (фаза А); Зав.№ 1276 (фаза С)	о о о 00 г-Н	Ток первичный, 1\|
16	КЛ-П-4Р	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№> 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)	о о о 00 г-Н	Напряжение первичное,U,

ик		Средство измерений		Кут Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ' Р 52425-05 ГР№ 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185662		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
17	КЛ-П-5Р(рез)	ТТ КТ 0,2S К_тт=1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 68147 (фаза А); Зав.№ 68143 (фаза С)	о о о 00	Ток первичный, I,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1728) Зав.№ 8902 (фаза А); Зав.№ 8845 (фаза В); Зав.№ 8904 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01 185564		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
18	Ввод 6кВ от Т-3	ТТ КТ 0,2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-Ю-1-2 Зав.№ 68149 (фаза А); Зав.№ 68148 (фаза С)	о о о 00	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное.и!
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01185639		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
19	Ввод 6кВ от Т-4	ТТ KT0.2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР№ 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-Ю-1-2 Зав.№ 1445 (фаза А); Зав.№ 45730 (фаза С)	о о о 00	Ток первичный, 1\|
19	Ввод 6кВ от Т-4	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)	о о о 00	Напряжение первичное.и i

ик		Средство измерений		Ктт'Кгн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185666		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
20	ЛЭП-831-6кВ	ТТ КТ 0,2S Ктт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30084 (фаза А); Зав.№ 30086 (фаза С)	О о 00	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 к_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185629		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
21	ЛЭП-832-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР№ 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30070 (фаза А); Зав.№ 30078 (фаза С)	о о 'О гэ	Ток первичный, I,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185685		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
22	ЛЭП-833-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30091 (фаза А); Зав.№ 68320 (фаза С)	о о 00 ’d^-	Ток первичный, Г
22	ЛЭП-833-6кВ	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)	о о 00 ’d^-	Напряжение первичное,Ui

ик		Средство измерений		К_тт-Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185550		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
23	ЛЭП-834-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30081 (фаза А); Зав.№ 30071 (фаза С)	о о чо СП	Ток первичный, 1\|
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185669		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
24	ЛЭП-835-6кВ	ТТ КТ 0.2S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30076 (фаза А); Зав.№ 30083 (фаза С)	о о чо СП	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,U\|
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185688		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное, U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
25	ЛЭП-836-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30075 (фаза А); Зав.№ 30073 (фаза С)	о о 40 СП	Ток первичный, Ь
25	ЛЭП-836-6кВ	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)	о о 40 СП	Напряжение первичное,U,

ик		Средство измерений		Ктт' Куц	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Кеч ⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185687		Ток вторичный, h Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
26	ЛЭП-837-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30088 (фаза А); Зав.№ 30085 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, h
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч ⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185664		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
27	ЛЭП-838-6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30080 (фаза А); Зав,№ 30077 (фаза С)	о о 40 СО	Ток первичный, 1\|
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч =1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185684		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
28	ЛЭП-839-6кВ	ТТ КТ 0.2S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30079 (фаза А); Зав.№ 30082 (фаза С)	о о 40 СП	Ток первичный, I,
28	ЛЭП-839-6кВ	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)	о о 40 СП	Напряжение первичное,Ui

ик		Средство измерений		Куу Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185648		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
29	ЛЭП-840-6кВ	ТТ КТ 0,2S Ктт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30072 (фаза А); Зав.№ 30074 (фаза С)	о о чо со	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч =1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185682		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
30	ЛЭП-ЖБИ-2- 6кВ	ТТ КТ 0,2S Ктт=150/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30896 (фаза А); Зав.№31120 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, 1\|
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185635		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
31	ЛЭП-ОКСИ	ТТ КТ 0,2S Ктт=150/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30760 (фаза А); Зав.№ 30759 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, Г
31	ЛЭП-ОКСИ	TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1636) Зав.№ 8859 (фаза А); Зав.№ 8843 (фаза В); Зав.№ 8851 (фаза С)	о о 00	Напряжение первичное,U,

ик		Средство измерений		Кгг'Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч ⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01185686		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
32	ТСН-11Т	ТТ КТ 0,2S К_тт=200/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30761 (фаза А); Зав.№ 30762 (фаза С)	о о ’'Г сч	Ток первичный, 0
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (1635) Зав.№ 8830 (фаза А); Зав.№ 8842 (фаза В); Зав.№ 8829 (фаза С)		Напряжение первичное,!!.
		Счетчик КТ 0.2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав№ 01185694		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
33	ТСН-12Т	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30087 (фаза А); Зав.№ 68321 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, I,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)		Напряжение первичное,!!.
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185657		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
34	ТСН-51Т	ТТ КТ 0,2S К_тт= 100/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008 г.	ТОЛ-10-1-2 Зав.№ 30558 (фаза А); Зав.№ 30559 (фаза С)	о о сч	Ток первичный, I,
34	ТСН-51Т	TH КТ 0,5 К_тн=6000/Ю0 ГР № 3344-04 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6 УЗ (2522) Зав.№ 7861 (фаза А); Зав.№ 8850 (фаза В); Зав.№ 8852 (фаза С)	о о сч	Напряжение первичное,U,

ик

Средство измерений

код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип

Ктт' К гн

Наименование измеряемой величины

Счетчик

КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05

ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.

A1802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01185575

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

Примечания:

1) Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2) В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3) Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98-H,02)Uhom; ток (Н1,2)1ном, coscp = 0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5)°С;

4) Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9^1,1)Uhom; ток (0.05< 1,2)1 ном, coscp = 0,8 инд;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +50°С, для УСПД от минус 25 до +60°С;

5) Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6) Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном «Ростехрегулирование» и ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

—электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000час;

te не более 5 суток);

- ИВКЭ:
- КАПС на основе УСПД RTU-325L (параметры надежности То не менее 40000 час; te не более 24 час);

-ИВК:

- Сервер БД, коммутатор (параметры надежности Кг не менее 0,99; te не более 1 час);

- СОЕВ (А? не менее 0,95; te не более 168 час).

Надежность системных решений:

- резервирование питания:
- УСПД с помощью ИБП;
- счетчиков с помощью дополнительного питания;
- резервирование каналов связи:
- ИИК-ИВКЭ: резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485;

— ИВКЭ-ИВК: Резервный канал связи - GSM-модем;

- резервирование информации:
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезагрузки и средств контроля зависания;
- резервирование сервера;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- ручного сброса мощности;
- включение и выключение режима ТЕСТ;
- журнал УСПД:
- изменения ПО и перепараметрирования;
- даты начала регистрации измерений;
- пропадания напряжения;
- потери и восстановление связи со счетчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- коррекции времени в УСПД и каждом счетчике;
- мониторинг состояния АПИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике;

Организационные решения:

- наличие ЗИП;
- наличие эксплуатационной документации.

2. Защищённость применяемых компонентов:

- наличие аппаратной защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: -ИИК:

- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- испытательных коробок;
- ИВКЭ:
- УСПД;

-ИВК:

- сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации:
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АПИС.

3. Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматизирована);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматизирована);
- время и интервалы времени (функция автоматизирована);
- среднеинтервальная активная и реактивная мощности (функция автоматизирована).

4. Возможность коррекции времени в:

- ИИК (электросчетчиках) (функция автоматизирована);
- ИВКЭ (УСПД) (функция автоматизирована);
- ИВК (сервер БД) (функция автоматизирована).

5. Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматизирована);
- состояния объектов и средств измерения (функция автоматизирована).

6. Цикличность:

- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 30 минут (функция автоматизирована);
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

7. Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в

заинтересованные и энергоснабжающую организации:

- о результатах измерения;
- о состоянии объектов и средств измерений.

8. Глубина хранения информации (профиля):

- ИИК - электросчетчик Альфа А1800 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) на глубину 30 лет;
- ИВКЭ - УСПД RTU-325L - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу не менее 15 суток и электропотребление за месяц по каждому каналу - 18 месяцев, сохранение информации при отключении питания -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств и объектов измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

9. Синхронизация времени производится от сервера ИВК ОАО «Иркутскэнерго» при помощи устройства синхронизации системного времени во время одного из сеансов связи (функция автоматизирована):

- корректировка времени в момент синхронизации осуществляется центральным сервером АИИС автоматически при обнаружении рассогласования времени УССВ и сервера АИИС ±1с. Таким образом, среднесуточная погрешность времени сервера составляет не более ±5 с;
- разность показаний часов всех компонентов системы (пределы допускаемой основной погрешности синхронизации времени) составляет не более ±5 с.

Таблица 2 - Допустимые, нормальные и фактические условия выполнения измерений

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
Участок теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7)
1	ЛЭП-35-11	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1 ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	35000/100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Ином
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	100% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	55% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-4O...65)°C	(15,..25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
2	ЛЭП-35-08	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	35000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-1 I0)%Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		напряжения
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	100% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	55% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
3	Т-1 ввод бкв	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8X1,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25%(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15,..25)°C
4	Т-2 ввод бкв	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 I0)%Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0.95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25%(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
5	ТГ-1	Ток	ТТ	800/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 I0)%Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8X1.95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
6	ТГ-2	Ток	ТТ	800/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
			Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТи TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
7	В-6-1Р	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТи TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТи TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(I5...25)°C
8	КЛ-1-2Р(рез)	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 I0)%Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0.25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и ГН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТи TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-4O...4O)°C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
9	КЛ-1-ЗР	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25% (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД наСИ	Фактические за учетный период
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Гном	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45)°С	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65)°С	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
10	КЛ-1-4Р(рез)	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-60...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
11	КЛ-1-5Р	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8+0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-40...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C
12	В-6 ТЭЦ- Энергетик	Ток	ТТ	1 500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8+0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60... 45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(I5...25)°C
13	КЛ-П-1Р(рез)	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8+0,95 инд..

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		МОЩНОСТИ
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	тт	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C
14	В-6-2Р	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-H),95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(I5...25)°C
15	КЛ-П-ЗР(рез)	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 10)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0.25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТи TH	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
16	КЛ-11-4Р	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0.25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
		Температура окружающей	Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по Н Д на СИ
		объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		среды	УСПД	20 °C	(-25...60)°С	(15...25) °C
17	КЛ-11-5Р(рез)	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1ном	(5-70)% [ном
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% S ном	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	тн	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и ТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60... 45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-40...65)°C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(I5...25)°C
18	Ввод 6кВ от Т-3	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	ТН	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8>0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	ТН	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
19	Ввод 6кВ от Т-4	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	ТН	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	ТН	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и Tl 1	20 °C	(-60... 45) °C	(-40...40)°C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(I5...25)°C
20	ЛЭП-831-6кВ	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	ТН	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-60... 45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40... 65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
21	ЛЭП-832-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% 1 ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8'0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
22	ЛЭП-833-6кВ	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8 -0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
23	ЛЭП-834-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8< 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25% (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(I5...25)°C
24	ЛЭП-835-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД наСИ	Фактические за учетный период
			Счетчик	3x100 В	(80-120)% ином	(90-1 10)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
25	ЛЭП-836-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% [ном
		Ток	Счетчик	5 А	(1 -150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
26	ЛЭП-837-6кВ	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25%(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гн	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ иТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
27	ЛЭП-838-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0.95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(Г1УЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40... 65) °C	(15...25)°С
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
28	ЛЭП-839-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	Зх100 В	(80-120)% ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-Н),95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% S ном	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
29	ЛЭП-840-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% I ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Iном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100В	(80-120)% Uhom	(90-1 I0)%Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8^0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
30	ЛЭП-ЖБИ-2-6кВ	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-Д),95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(I5...25)°C
31	ЛЭП-ОКСИ	Ток	ТТ	150/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НДнаСИ	Фактические за учетный период
		напряжения
		Вторичная нагрузка	тт	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25) °C
32	ТСН-11Т	Ток	ТТ	200/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1 ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0.95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25% (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-40... 65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
33	ТСН-12Т	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0.5 инд.	0,8 :0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60... 45) °C	(-4O...4O)°C
			Счетчик	(20±5)°С	(-40... 65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
34	ТСН-51Т	Ток	ТТ	100/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8+0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	70% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(I5...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C

Таблица 3 - Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов__________________

№№ ИИК	Активная электроэнергия и мощность
	Класс точности				Знач COS(p	§2%P, [ %] для диапазона W P2%—^Ризм< Wp5%		§5%P, [ %] для диапазона Wp_5%< Wp_H3M< Wp20%		§20%P, [ %] для диапазона W_P2o%^Wp„_3M< Wp_l00%	3\|00%P, [ %] для диапазона Wpi00%-Wp_H3M^< W_P120%
	тт	TH	Сч.
3-34	0,2S	0,5	0,2S		1,0	1,3		1,0		0,9	0,9
					0,9	1,4		1,0		1,0	1,0
					0,8	1,6		1,2		1,1	1,1
1,2	0,5S	0,5	0,2S		1,0	1,9		1,2		1,0	1,0
					0,9	2,4		1,4		1,2	1,2
					0,8	2,9		1,8		1,4	1,4
№№ ИИК	Реактивная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. cos<p/sin<p			6₂%Q, [ %] для диапазона Wq2%<Wq_h3m<Wq₅o/_o		8₅._/oQ, [%] для диапазона Wq₅o/₀<Wq„_3M<Wq₂₀o_/o	Зго%о> [ %] для диапазона Wq20%^< Wq_i13m<Wq\|₀₀o/₀	8>oo%q, [ %J для диапазона Wq , ₀0% < Wq„_3m < W_Q,20%
	тт	TH	Сч.
3-34	0,2S	0,5	0,2S	0,9/0,44			3,3		2,3	2,1	2,0
				0,8/0,6			2,2		1,8	1,7	1,7
1,2	0,5S	0,5	0,2S	0,9/0,44			6,6		3,7	2,8	2,8
				0,8/0,6			4,5		2,7	2,2	2,2

Примечания:

1. Границы интервала относительной погрешности измерительных каналов приведены с вероятностью Р=0,95 в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов.
2. В Табл. 3 приняты следующие обозначения:

Wp2% (Wq2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка); (Wq_5%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wp2o % (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%>-ной нагрузке;

Wpioo% (Wqioo%) ~ значение электроэнергии при 100%>-ной нагрузке (номинальная нагрузка); Wpt2o% (Wq^o^ - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RB_4 Справочник методик поверки СИ реестра утвержденных типов СИ ФГИС «АРШИН»

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

RT_28 Анализ рынка поверки Махачкалы

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Заключение

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RB_4 Справочник методик поверки СИ реестра утвержденных типов СИ ФГИС «АРШИН»

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

RT_28 Анализ рынка поверки Махачкалы

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Заключение

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель