Сведения о средстве измерений: 41124-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"

Номер по Госреестру СИ: 41124-09
41124-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО «Иркутскэнерго» (г. Черемхово, Иркутской области) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), выработанной и потребленной за установленные интервалы времени ТЭЦ-12, 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 - 128986
ID в реестре СИ - 351386
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) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго, -,

Производитель

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

MI_16 Возраст парка СИ по дате производства

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 1
Кол-во средств измерений - 2
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) ТЭЦ-12 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_44 Анализ рынка поверки Уфы

Город Уфа расположен в Предуралье, в 1 363 километрах к востоку от Москвы. Уфа - столица Республики Башкортостан, крупный промышленный и культурный центр, железнодорожная станция, узел автомобильных дорог. Население (2010) 1 062 300 жителей. Разница во времени между Уфой и Москвой составляет два часа.

Уфа занимает площадь 708 км, лежит в долине притока Камы реки Белой при слиянии рек Уфа и Дема, междуречье которых образует Уфимский полуостров. Город расположен на холмистой равнине, протянувшейся на 53 километра с севера на юг и на 28 километров с востока на запад. Для региона характерен умеренно-континентальный климат с довольно холодной и продолжительной зимой, теплыми и влажными летними месяцами. Среднегодовая температура: +3,4C; средняя температура января: -14 C; средняя температура июля: +19 C. Годовое количество осадков: 577 мм.

В настоящее время в структуре городского промышленного производства наибольшую долю занимают нефтепереработка, химическая промышленность и машиностроение. Среди ведущих предприятий города - ООО "Нефтегазодобывающее управление "Уфанефть", ОАО "Уфимский НПЗ", Ново-Уфимский НПЗ, ОАО "Уфанефтехим", Уфимское моторостроительное производственное объединение (УМПО), Уфимское приборостроительное производственное объединение, ОАО "Уфимкабель", ФГУП Уфимский завод микроэлектроники "Магнетрон", ОАО "Уфимский завод "Промсвязь", НПП "Полигон", "Уфимский завод цветных металлов", Уфимский экспериментальный завод "Эталон". Развита деревообрабатывающая промышленность, строительный комплекс, легкая промышленность, пищевая промышленность, энергетика, фармацевтическая промышленность.

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

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 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2025 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) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго	1		0	0	0	0	0	0
ООО "ИРМЕТ" (RA.RU.312880)		-	1		0	1	0	1	0	1

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 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) ТЭЦ-12 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) ТЭЦ-12 ОАО «Иркутскэнерго».

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО «Иркутскэнерго». Методика поверки» МП 003-2009, 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 ТЭЦ-12 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) ТЭЦ-12 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 ТЭЦ-12 ОАО «Иркутскэнерго» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 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 (32 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 ТЭЦ-12 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 трех объектах ТЭЦ-12: Насосная технической воды, Водоканал, Луч-Первомайский - при помощи технических средств приёма-передачи данных (интерфейс RS-485) и посредством коммутируемого соединения (GSM модем) поступает на входы УСПД.

На остальных (29) объектах цифровой сигнал с выходов счетчиков по шине интерфейса RS485 и далее через конвертор интерфейсов МОХА поступает по цифровому интерфейсу Ethernet на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопмление 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) ТЭЦ-12 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 ТЭЦ-12 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 ТЭЦ-12 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 III УХЛ1	ГР №34016-07	КТ 0,5S (15 шт.)
1.1.2	ТПОЛ-10-УЗ	ГР№ 1261-08	КТ 0,2S (3 шт.)
1.1.3	ТПОЛ-10	ГР№ 1261-08	КТ 0,5 (6 шт.)
1.1.4	ТПОЛ-ЮМ	ГР № 37853-08	КТ 0,2S (3 шт.)

№	Наименование	№Госреестра СИ РФ	Примечание
1.1.5	ТОЛ-10-1-2У2	ГР№ 15128-07	КТ 0,2S (4 шт.)
1.1.6	ТОЛ-Ю-УТ21	ГР № 7069-07	КТ 0,5 (4 шт.)
1.1.7	ТПЛ-10-М-1У2	ГР №22192-07	КТ 0,2S (20 шт.)
1.1.8	ТПЛ-10	ГР№ 1276-59	КТ 0,5 (2 шт.)
1.1.9	ТПЛМ-10	Св-во о ловерке№27/624, №27/625 от 22.10. 2008г	КТ 0,5 (2 шт.)
1.1.10	ТОП 0,66УЗ	ГР №40110-08	КТ 0,5 (9 шт.)
1.1.11	Т-0,66УЗ	ГР № 40473-09	КТ 0,5 (9 шт.)
1.2	Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1	ЗНОЛ-351П УХЛ1	ГР №21257-06	КТ 0,5 (15 шт.)
1.2.2	ЗНОЛ.06-6 УЗ	ГР № 3344-04	КТ 0,5 (18 шт.)
1.2.3	НАМИТ-10	ГР№ 16687-07	КТ 0,5 (2 шт.)
1.3	Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные серии АЛЬФА
1.3.1	A1802RALQ-P4G-DW-4	ГР № 31857-06	КТ 0,2S (А) по ГОСТ Р52323-2005 и 0,5 (R) по ГОСТ Р 52425-2005 (21шт.)
1.3.2	A1802RLQ-P4G-DW-4	ГР № 31857-06	КТ 0,2S (А) по ГОСТ Р52323-2005 и 0,5 (R) по ГОСТ Р 52425-2005 (11 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 М-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 325 L ПО «MeterCat» для конфигурации и опроса счетчиков ПО AC LapTop - для ноутбука
Эксплуатационная документация
4.1	Руководство пользователя АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.2	Паспорт-формуляр АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.3	Технологическая инструкция АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.4	Инструкция по формированию и ведению базы данных АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.5	Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.6	Методика поверки АИИС КУЭ ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 комплект
4.7	Техническая документация на комплектующие изделия	-

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)

ИИК		Средство измерений		Ктт'К_Тн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
ТЭЦ-12		УСПД	RTU-325L-E2-512-М2-В2 ГР № 37288-08 № 004289		Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
1	ВЛ-35 кВ, Черемхово А	TT КТ 0.5S К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №34016-07 Поверка 2008	ТОЛ-35 П1УХЛ1 Зав.№ 920 (фаза А); Зав.№ 901 (фаза В); Зав.№ 917 (фаза С)	42000	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн-35000/100 ГР № 21257-06 Поверка 2008	ЗНОЛ-35111 УХЛ1 Зав.№262 (фаза А); Зав.№ 248 (фаза В); Зав.№ 247 (фаза С)		Напряжение первичное.и.

иик

Средство измерений

Ктт'Крн

Наименование измеряемой величины

код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип

Счетчик

КТ 0,2S (А)

0.5 (R)

Ксч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05

ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.

A1802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01185649

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

ВЛ-35 кВ,

Черемхово Б

ТТ

КТ 0.5S

К_тт=600/5

ГОСТ 7746-01

ГР №34016-07

Поверка 2008

ГОЛ-35 111 УХЛ1

Зав.№ 928 (фаза А);

Зав.№ 921 (фаза В);

Зав.№ 860 (фаза С)

42000

Ток первичный, Г

КТ 0,5

К_ТН=35ООО/1ОО ГР № 21257-06 Поверка 2008

ЗНОЛ-35111 УХЛ1 Зав.№250 (фаза А); Зав.№ 249 (фаза В);

Зав.№ 257 (фаза С)

Напряжение первичное,U,

Счетчик

КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Ксч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.

A1802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01 185641

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

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

ВЛ-35 кВ,

Вв. Н.-Грише-вская

ТТ

КТ 0.5S

К_тт= 150/5 ГОСТ 7746-01 ГР №34016-07 Поверка 2008

ТОЛ-35 Ill УХЛ1

Зав.№ 576 (фаза А);

Зав.№ II18 (фаза В);

Зав.№ 1121 (фаза С)

10500

Ток первичный, I,

КТ 0,5

К_тн=3 5000/100

ГР № 21257-06

Поверка 2008

ЗНОЛ-35111 УХЛ 1 Зав.№250 (фаза А); Зав.№ 249 (фаза В);

Зав.№ 257 (фаза С)

Напряжение первичное,U,

Счетчик

KT0.2S (А) 0,5 (R) Ксч ⁼ 1

ГОСТ Р 52323-05

ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.

AI802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01185656

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

ВЛ-35 кВ,

Вв. ЧИФ

ТТ КТ 0,5S К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 34016-07 Поверка 2008

ТОЛ-35 III УХЛ1

Зав.№ 1069 (фаза А):

Зав.№ 1123 (фаза В);

Зав.№ 1117 (фаза С)

21000

Ток первичный, 1,

КТ 0.5 К_ТН=35ООО/1ОО ГР № 21257-06 Поверка 2008

ЗНОЛ-35111 УХЛ1 Зав.№250 (фаза А); Зав.№ 249 (фаза В);

Зав.№ 257 (фаза С)

Напряжение первичное.ГЧ

Счетчик

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

ГР №31857-06 Поверка 2008 г.

A1802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01 185691

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

иик		Средство измерений		Кгг'Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип	Кгг'Ктн	Наименование измеряемой величины
5	В.П-35 кВ, Вв. Первомайская	тт КТ 0,5S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР №34016-07 Поверка 2008	ТОЛ-35 III УХЛ1 Зав.№ 1105 (фаза А); Зав.№ 1116 (фаза В); Зав.№ 1114 (фаза С)	о о о гч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=35000/100 ГР №21257-06 Поверка 2008	ЗНОЛ-35111 УХЛ1 Зав.№250 (фаза А); Зав.№ 249 (фаза В); Зав.№ 257 (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.№ 01185679		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U, Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
6	ВЛ-6 кВ, ПС Западная-!, ц."Б"	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР №22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5757 (фаза А); Зав.№ 5815 (фаза С)	о о ОС	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А): Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (фаза С)		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0.2S (А) 0.5 (R) Кеч 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185643		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,(J₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
7	ВЛ-6 кВ, ПС Западная-!, ц."А"	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5817 (фаза А); Зав.№ 5818 (фаза С)	о о 00	Ток первичный. 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/Ю0 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А); Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (фаза С)		Напряжение первичное,Г1\|
		Счетчик KT0.2S (А) 0.5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RAI.Q-P4G-DW-4 Зав.№ 01185631		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,(J₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реакт ивная Коэффициент мощности Частота
8	ВЛ-6 кВ, РП М. Артем	ТТ КТ 0,2S К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР №22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5756 (фаза А); Зав.№ 5816 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, 1,

иик		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
		TH КТ 0,5 К_Тц=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А); Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0.2S (А) 0.5 (R) Ксч-1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185672		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
9	ВЛ-6 кВ, пос. Шахтерский	ТТ KT0.2S Кгг-200/5 ГОСТ 7746-01 ГР №22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5814 (фаза А); Зав.№ 5813 (фаза С)	о о Tf-ГЧ	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А); Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (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 185698		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
10	ВЛ-6 кВ, ПС Восточная	ТТ KT0.2S Ктт⁼300/5 ГОСТ 7746-01 ГР №22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5768 (фаза А); Зав.№ 5753 (фаза С)	О о 40 с<>	Ток первичный, h
		TH КТ 0,5 К_тн-6000/Ю0 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А); Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (фаза С)		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Ксч-1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№01 185670		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
11	ВЛ-6 кВ, ТП дом № 41	ТТ КТ 0,2S Ктт=200/5 ГОСТ 7746-01 ГР №22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5812 (фаза А); Зав.№ 5811 (фаза С)	О о ГЧ	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А); Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (фаза С)		Напряжение первичное,и.

иик		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) Ксч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185637		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
12	ВЛ-6 кВ, пмс	ТТ КТ 0,2S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5772 (фаза А); Зав.№ 5771 (фаза С)	о о чо СП	Ток первичный, I,
		TH КТ 0,5 К_тн-6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А); Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (фаза С)		Напряжение первичное,Г1\|
		Счетчик КТ 0.2S (А) 0.5 (R) Кеч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 3 1857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01 185663		Ток вторичный, 1₂ Напряжение вторичное, 11₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
13	ВЛ-6 кВ, фид. №3, Г орсеть	ТТ КТ 0,2S К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 5769 (фаза А); Зав.№ 5770 (фаза С)	о о 40 СП	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А); Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (фаза С)		Напряжение первичное,Г11
		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.№ 01185628		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,Г1₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
14	Подкачная ВК, ввод №1	ТТ КТ 0.5 К_тт 300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 40473-09 Поверка 2009	Т-0.66УЗ Зав.№ 031067 (фаза А); Зав.№ 031068 (фаза В); Зав.№ 03 1069 (фаза С)		Ток первичный, h
14	Подкачная ВК, ввод №1	Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Ксч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185548		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

иик		Средство измерений		Кгт’Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
15	Подкачная ВК, ввод №2	ТТ КТ 0,5 К_тт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 40473-09 Поверка 2009	Т-0,66УЗ Зав.№ 031070 (фаза А); Зав.№ 031071 (фаза В); Зав.№ 031072 (фаза С)		Ток первичный, 1,
		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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185613		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
16	Т св. №4 (ЭК)	ТТ КТ 0.2S К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15 128-07 Поверка 2008	ТОЛ-Ю-1-2У2 Зав.№ 46247 (фаза А): Зав.№ 1441 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, 0
		TH КТ 0.5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8909 (фаза А); Зав.№ 8906 (фаза В); Зав.№ 8908 (фаза С)		Напряжение первичное,U\|
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Ксч-1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185568		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
17	Т св. №5 (ЭК)	ТТ КТ 0.2S К_тт=1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 15128-07 Поверка 2008	ТОЛ-10-1-2У2 Зав.№ 45734 (фаза А); Зав.№ 1442 (фаза С)	о о о оо	Ток первичный, 1]
		TH КТ 0.5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8847 (фаза А); Зав.№ 8848 (фаза В); Зав.№ 8849 (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.№ 01185674		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
18	РУСИ- 1 6кВ	ТТ КТ 0,2S К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 22192-07 Поверка 2008	ТПЛ-10-М-1У2 Зав.№ 3692 (фаза А); Зав.№ 5758 (фаза С)	о о сч г-	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_тн-6000/Ю0 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А): Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (фаза С)		Напряжение первичное,!!.

иик

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип

Кут’Ктн

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.№ 01185633

Ток вторичный, |₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

РУСН- 2

6кВ

ТТ КТ 0,2S К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 22192-07 Поверка 2008

ТГ1Л-10-М-1У2

Зав.№ 5728 (фаза А):

Зав.№ 3562 (фаза С)

о о

С4 Г-

Ток первичный, Г

КТ 0.5

Ктн=6000/100

ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.

3*ЗНОЛ.06-6УЗ

Зав.№ 8907 (фаза А);

Зав.№ 8901 (фаза В):

Зав.№ 8903 (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.№ 01185668

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

КРУСН-1Р

6кВ

ТТ

КТ 0,5

К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008

ТПОЛ-Ю

Зав.№ 5322 (фаза А);

Зав.№ 694 (фаза С)

о о С4 Г-

Ток первичный, 1|

КТ 0.5

Ктн-6000/100

ГР № 3344-08

Поверка 2008 г.

3*ЗНОЛ.06-6УЗ

Зав.№ 8861 (фаза А);

Зав.№ 8828 (фаза В);

Зав.№ 8905 (фаза С)

Напряжение первичное,Г1|

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.

Al 802RALQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01185661

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

КРУСН-2Р

6кВ

ТТ

КТ 0,5

К_тт=600/5

ГОСТ 7746-01

ГР № 1261-08

Поверка 2008

ТПОЛ-Ю

Зав.№ 3303 (фаза А);

Зав.№ 5379 (фаза С)

о о

С4 Г-

Ток первичный, I,

КТ 0.5

К_тн=6000/100

ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.

3*ЗНОЛ.06-6УЗ

Зав.№ 8907 (фаза А);

Зав.№ 8901 (фаза В);

Зав.№ 8903 (фаза С)

Напряжение первичное. 1Д

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.№ 01185634

Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂

иик		Средство измерений		Крт'Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип	Крт'Ктн	Наименование измеряемой величины
22	КРУСН-ЗР 6кВ	тт КТ 0,5 Ктт= Ю00/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008	ТПОЛ-Ю Зав.№ 1429 (фаза А); Зав.№ 4278 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К_Тц "6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А); Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (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.№01185630		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
23	ТСН-5 рез.	ТТ КТ 0,5 К_тт= 150/5 ГОСТ 7746-01 ГР № нет Св-во о поверке№27/624 №27/625 от 22.10. 2008г	ТПЛМ-10 Зав.№ 27497 (фаза А); Зав.№ 11918 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0.5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8861 (фаза А); Зав.№ 8828 (фаза В); Зав.№ 8905 (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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185590		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
24	ТСН-9 рез.	ТТ КТ 0,5 К_тт= 150/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1276-59 Поверка 2008	ТПЛ-10 Зав.№ 13738 (фаза А); Зав.№ 59664 (фаза С)	о о 00	Ток первичный, I,
		TH КТ 0,5 Ктн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8907 (фаза А): Зав.№ 8901 (фаза В); Зав.№ 8903 (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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185586		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
25	Подкачная насосная "Луч Первомайский"	ТТ КТ 0,5 Ктт=300/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 7069-07 Поверка 2005	ТОЛ-10 Зав.№ 334 (фаза А); Зав.№ 345 (фаза В); Зав.№ 347 (фаза С)	о о о о	Ток первичный, 1\|

иик		Средство измерений		Кут'Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
	ввод № 1	ТН КТ 0,5 Ктн= 10000/100 ГР № 16687-07 Поверка 2005	НАМИТ-10 Зав.№ 1343		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.№ 01185654		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
26	Подкачная насосная "Луч Первомайский" ввод №2	ТТ КТ 0,5 К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 7069-07 Поверка 2005	ТОЛ-10 Зав.№ 349 (фаза А); Зав.№ 354 (фаза В); Зав.№ 328 (фаза С)	о о о о	Ток первичный, Г
		ТН КТ 0,5 К_тн=10000/100 ГР № 16687-07 Поверка 2005	НАМИТ-10 Зав.№ 0234		Напряжение первичное,Ui
		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.№ 01185693		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощное! и Частота
27	Паробойлерная Каркас	ТТ КТ 0,5 К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 40473-09 Поверка 2009	Т-0,66УЗ Зав.№ 031073 (фаза А); Зав.№ 031074 (фаза В); Зав.№ 031075 (фаза С)		Ток первичный, 1,
		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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01 185539		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
28	Паробойлерная Каркас	ТТ КТ 0,5 К_тт=ЗОО/5 ГОСТ 7746-01 ГР №40 И 0-08 Поверка 2007	ТОП 0,66УЗ Зав.№ 77009 (фаза А); Зав.№ 77202 (фаза В); Зав.№ 77061 (фаза С)		Ток первичный, 1,
		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.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 01185554		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,Г1₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

иик		Средство измерений		Ктт'Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
29	Шахта Кирова нас-с тех. вода	ТТ КТ 0.5 К_тт-400/5 ГОСТ 7746-01 ГР №40110-08 Поверка 2009	ТОП 0.66УЗ Зав.№ 056072 (фаза А); Зав.№ 056073 (фаза В); Зав.№ 056074 (фаза С)		Ток первичный, Ц
		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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185607		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
30	Шахта Кирова нас-с тех. вода	ТТ КТ 0,5 К_тт=400/5 ГОСТ 7746-01 ГР №40 И 0-08 Поверка 2009	ТОП 0.66УЗ Зав.№ 056045 (фаза А); Зав.№ 056046 (фаза В); Зав.№ 056077 (фаза С)		Ток первичный, 1\|
		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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185594		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
31	Генератор-1	ТТ КТ 0,2S К_Т\|=800/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 1261-08 Поверка 2008	ТПОЛ-Ю-УЗ Зав.№ 13867 (фаза А); Зав.№ 13874 (фаза В); Зав.№ 13891 (фаза С)	о о чо 04	Ток первичный, I,
		TH КТ 0.5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№ 8858 (фаза А); Зав.№ 8756 (фаза В); Зав.№ 8754 (фаза С)		Напряжение первичное, 11,
		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.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 01185572		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
32	Г енератор-2	ТТ КТ 0,2S К_тт=800/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 37853-08 Поверка 2008	тпол-юм Зав.№ 14861 (фаза А); Зав.№ 14872 (фаза В); Зав.№ 14893 (фаза С)	о о 40 04	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=6000/100 ГР № 3344-08 Поверка 2008 г.	3*ЗНОЛ.06-6УЗ Зав.№9871 (фаза А); Зав.№ 9872 (фаза В); Зав.№ 9873 (фаза С)		Напряжение первичное,U,

ИИК

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип

Ктт’Ктн

Счетчик

KT 0,2S (А)

0,5 (R)

К_сч = 1

ГОСТ Р 52323-05

ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.

A1802RLQ-P4G-

DW-4

Зав.№ 01185588

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 (0,98^1,02)U ном; ток (1-И,2)1ном, cos;p = 0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5)°С;

4) Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 1, I )IJiiom; ток (0,05-И ,2)Ihom, cos;p = 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. I. 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 (Кг 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 АИИС 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 АИИС.

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
ТЭЦ-12
1	ВЛ-35 кВ, Черемхово А	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% (ном
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% !ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	35000/100 В	(80-120)% Цном	(90-110)% Цном
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uiiom	(90-110)% Цном
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0.5 инд.	0,8ч-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	45% 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	(15...25)°C
2	ВЛ-35 кВ, Черемхово Б	Ток	ТТ	600/5 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	(90-1 10)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100В	(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	40% 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 наСИ	Фактические за учетный период
		нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	35% 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	(I5...25)°C
3	В.П-35 кВ, Вв. Н.-Гришев-ская	Ток	тт	1500/5 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)% Uhom	(90-1 10)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8ч-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	45% 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	(-40...65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
4	ВЛ-35 кВ, Вв. ЧИФ	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)% 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 % (ПУЗ)	0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25) °C
5	ВЛ-35 кВ, Вв. Первомайская	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	(90-1 I0)%Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 10)% 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	45% 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) °C	(-40... 65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(I5...25)°C
6	ВЛ-6 кВ, ПС Западная-1, ц."Б"	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 \| (90-1 10)% Uhom

№№ 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 наСИ	Фактические за учетный период
		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	45% 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)°C	(-40,..65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C
7	ВЛ-6 кВ, ПС Западная-1, ц."А"	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	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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 ГН	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
8	ВЛ-6 кВ, РП М. Артем	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	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(15...25) °C
9	ВЛ-6 кВ, пос. Шахтерский	Ток	ТТ	200/5 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	80% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(15...25) °C

№№ 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 наСИ	Фактические за учетный период
10	ВЛ-6 кВ, ПС Восточная	Ток	ТТ	300/5 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)% ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0.5 инд.	Нс 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	90% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% Shom
		Частота	ГТ 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	(-40...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(I5...25)°C
11	ВЛ-6 кВ, ТП дом № 41	Ток	ТТ	200/5 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	(90-1 10)% 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	80% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(-40...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
12	ВЛ-6 кВ, ПМС	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	(90-1 I0)%Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 10)% 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)	0,08-0,1 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	100% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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 I ц	(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	(15...25)°C
13	ВЛ-6 кВ, фид. №3, Горсеть	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	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Частота	Счетчик	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 на СИ	Фактические за учетный период
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-6О...45)°С	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°С	(-40...65) °C	(15...25)°С
			УСПД	20 °C	(-25...60)°С	(15...25)°C
14	Подкачная ВК, ввод № 1	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		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
		Частота	ТТ	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	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
15	Подкачная ВК, ввод №2	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		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
		Частота	ТТ	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	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
16	Т св. №4 (ЭК)	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	45% 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) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
17	Тсв. №5 (ЭК)	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	3x100В	(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	45% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Частота	Счетчик	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 НДнаСИ	Фактические за учетный период
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Гном	(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)°С
18	РУСН-1 6кВ	Ток	ТТ	600/5 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	45% 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) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
19	РУСН-2 6кВ	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	45% 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	(-4O...4O)°C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60)°C	(15...25)°C
20	КРУСН-1Р 6 кВ	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 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	45% 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) °C	(-40...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
21	КРУСН-2Р 6кВ	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	(90-1 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 %

№№ 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
		Вторичная нагрузка	тт	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	КРУСН-ЗР 6кВ	Ток	ТТ	1000/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	6000/100 В	(80-120)% Uном	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uном	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He 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)% Shom	(40-100)% Shom	40% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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)°C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
23	ТСН-5 рез.	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	(90-1 10)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-1 10)% 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	45% 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
24	ТСН-9 рез.	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	(90-1 10)% 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)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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
25	Подкачная насосная "Луч Первомайский" ввод №1	Ток	тт	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 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	45% Shom

№№ 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
		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
26	Подкачная насосная "Луч Первомайский" ввод №2	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% I ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 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.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0.95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(I5...25)°C
27	Паробойлерная Каркас	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1 hom	(5-70)% Ihom
		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 % (ПУЗ)	0.25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Частота	ТТ	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	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
28	Паробойлерная Каркас	Ток	ТТ	300/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1 -150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		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)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Частота	ТТ	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	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
29	Шахта Кирова нас-с тех. вода	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		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)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Частота	ТТ	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	тт	20 °C	(-60...45)°С	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-4О...65)°С	(15...25)°С
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°С
30	Шахта Кирова нас-с тех. вода	Ток	ТТ	400/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% [ном	(5-70)% Ihom
		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 % (ПУЗ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Частота	ТТ	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
31	Генератор-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)% Сном	(90-1 10)% 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)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	20% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	45% 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	(-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
32	Г енератор-2	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 10)% 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	45% 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	(-40... 65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C

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

№№ иик	Активная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. C0S^7	[ %] для диапазона РиыР Wp5%		^5%Р, [ %] для диапазона		[ %] для диапазона Wp20%^Tpu:u<^< №рюо%		Фоо%р, [ %] для диапазона WpiOO%^Wi>_UMI< ^Тр!20%
	тт	TH	Сч.
6-13, 16-19, 31,32	0,2S	0,5	0,2S	1,o	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
1-5	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
14,15; 20-30	0,5	0,5	0,2S	1,0	не нормируют		1,9		1,2		1,0
				0,9	не нормируют		2,3		1,4		1,2
				0,8	не нормируют		2,9		1,7		1,4
№№ ИИК	Реактивная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. cos^/sin^		<%%<), [ %] для диапазона ^Q2%<Wq,^<^Q5%		[ %] для диапазона WQ»'™- Wq20%		<%»%£>• [ ^о/о1 для диапазона WQW^r Wq„._m<WQIOO%	Qihipx/j, \| %] для диапазона IT2/00%^< Wq_umi<Wqi2()%
	тт	TH	Сч.
6-13, 16-19, 31,32	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
1-5	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
14,15; 20-30	0,5	0,5	0,2S	0,9/0,44		не нормируют		6,4		3,6	2,8
				0,8/0,6		не нормируют		4,5		2,7	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:

Wp_2% (Wq2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wps% (JVy_S%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wi>2o % ~ значение электроэнергии при 20%>-ной нагрузке;

Wpi_UD% (Wqioo'k) - значение электроэнергии при 100%>-ной нагрузке (номинальная нагрузка); Wpi2o% (Wqi2i>*/<) - значение электроэнергии при 120%>-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

MI_16 Возраст парка СИ по дате производства

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

RT_44 Анализ рынка поверки Уфы

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

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

MI_16 Возраст парка СИ по дате производства

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

RT_44 Анализ рынка поверки Уфы

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Заключение

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель