Номер по Госреестру СИ: 50229-12
50229-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" используется ПО "Альфа-Центр" версии 11.04, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Альфа-Центр" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое п Таблица1 |
рограммными средствами ПО "Альфа-Центр". - Метрологические значимые модули ПО | ||||
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v.11.04.01 |
582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b | |||
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ".
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ"
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ".
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50229-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть -ОНПЗ". Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС » в феврале 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
-
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
-
• СЭТ-4ТМ.02 - по документу "Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1";
-
• ЕвроАльфа - по документу "Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки";
-
• УСПД RTU-300 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП";
-
• УСПД Сикон С10 - по документу «Контроллеры сетевые идустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1»;
-
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Тест-Энерго»ООО «Тест-Энерго»
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35
Тел.: (499) 755-63-32
Факс: (499) 755-63-32
E-mail: info@t-energo.ru
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU 325, Сикон С10 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УССВ-35HVS и программное обеспечение (далее - ПО).
-
3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2 Всего листов 19 ние справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени, синхронизирующего часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы УСПД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и счетчиков. Сличение часов сервера БД с часами УСПД RTU 325, Сикон С10 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера и УСПД ±2 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД каждые 30 мин, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
Трансформатор тока ТОГ-330-2-2У1 |
6 |
Трансформатор тока ТФМ-35-II У1 |
14 |
Трансформатор тока ТФНД-35М |
6 |
Трансформатор тока ТПОФ |
8 |
Трансформатор тока ТПОЛ-10У3 |
18 |
Трансформатор тока ТПЛ-10-М |
4 |
Трансформатор тока ТПОЛ-35 |
16 |
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
22 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1У2 |
6 |
Трансформатор напряжения НКФ-220-58 |
6 |
Трансформатор напряжения НОМ-35 |
6 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
4 |
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-54 |
6 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 |
8 |
Устройство сбора и передачи данных RTU 325 |
1 |
Контроллеры сетевые идустриальные Сикон С10 |
2 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 |
12 |
Счётчик электрической энергии ЕвроАльфа |
37 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Руководство по эксплуатации |
1 |
2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU 325, Сикон С10 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УССВ-35HVS и программное обеспечение (далее - ПО).
3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2 Всего листов 19 ние справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени, синхронизирующего часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы УСПД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и счетчиков. Сличение часов сервера БД с часами УСПД RTU 325, Сикон С10 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера и УСПД ±2 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД каждые 30 мин, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" используется ПО "Альфа-Центр" версии 11.04, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Альфа-Центр" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое п Таблица1 |
рограммными средствами ПО "Альфа-Центр". - Метрологические значимые модули ПО | ||||
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v.11.04.01 |
582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b | |||
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная по-грешность, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ях9% |
1 |
ПС 220/6 кВ "Ароматика"; ЗРУ-220 кВ; ввод 1 от ВЛ 220 кВ ПС 220/110/10 кВ "Лузино" ИК №1 |
ТОГ-330-2-2У1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 46; Зав. № 42; Зав. № 47 |
НКФ-220-58 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 12194; Зав. № 10991; Зав. № 13072 |
EA02RAL-B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01132946 |
RTU 325 Зав. № 001358 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±2,4 |
2 |
ПС 220/6 кВ "Ароматика"; ЗРУ-220 кВ; ввод 2 от ВЛ 220 кВ ТЭЦ-4 ИК №2 |
ТОГ-330-2-2У1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 44; Зав. № 43; Зав. № 45 |
НКФ-220-58 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 10883; Зав. № 12200; Зав. № 12188 |
EA02RAL-B-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01132947 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±2,4 | |
3 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.21, отходящего ф.12Ц ИК №3 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6430; Зав. № 5966 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042746 |
Сикон С10 Зав.№284 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.20, отходящего ф.2Ц ИК №4 |
ТФНД-35М Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 18269; Зав. № 18147 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042739 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
5 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.19 отходящего ф.11Ц ИК №5 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 5965; Зав. № 964 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 624626; Зав. № 620191; Зав. № 624623 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042745 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
6 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.17 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6426; Зав. № 6432 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042738 |
Сикон С10 |
активная |
±1,2 |
±3,4 |
отходящего ф.1Ц ИК №6 |
Зав. № 624626; Зав. № 620191; Зав. № 624623 |
Зав.№284 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 | |||
7 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.16, отходящего ф.3Ц ИК №7 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6431; Зав. № 5968 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 624626; Зав. № 620191; Зав. № 624623 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042740 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
8 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.15, отходящего ф.4Ц ИК №8 |
ТФНД-35М Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 18266; Зав. № 18239 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042741 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.9, отходящего ф.5Ц ИК №9 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6429; Зав. № 6433 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 624626; Зав. № 620191; Зав. № 624623 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042742 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
10 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.5, отходящего ф.10Ц ИК №10 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 5967; Зав. № 5969 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042744 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
11 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.2, |
ТФНД-35М Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 18247; Зав. № 18209 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042743 |
Сикон С10 |
активная |
±1,2 |
±3,3 |
отходящего ф.6Ц ИК №11 |
Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
Зав.№284 |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 | |||
12 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.1, отходящего ф.8Ц ИК №12 |
ТФМ-35-II У1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6427; Зав. № 6428 |
НОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 642149; Зав. № 642077; Зав. № 640278 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01069808 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
13 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.4, отходящего ф.4Ш ИК №13 |
ТПОФ Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 16480; Зав. № 16480 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 999 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042716 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
14 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.6, отходящего ф.6Ш ИК №14 |
ТПОФ Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 6014; Зав. № 60103 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 999 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042717 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
15 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.8, отходящего ф.8Ш ИК №15 |
ТПОФ Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 96572; Зав. № 96493 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 999 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042718 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
16 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.18, отходящего ф.18Ш ИК №16 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 9941; Зав. № 9944 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9688 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042729 |
Сикон С10 Зав.№284 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 |
17 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ , 2 с.ш. 6 кВ, яч.19 отходящего ф.19Ш ИК №17 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 9942; Зав. № 9939 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9688 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042730 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.33, отходящего ф.33Ш ИК №18 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 954 |
EA-05RL-P1B-3 |
активная |
±1,2 |
±3,4 | ||
18 |
1000/5 Зав. № 9869; Зав. № 9925 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042732 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
19 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 34, отходящего ф.34Ш ИК №19 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1503; Зав. № 1502 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 954 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042733 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 | |
20 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 37 отходящего ф.37Ш ИК №20 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 29731; Зав. № 29515 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 954 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042734 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
21 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.38, отходящего ф.38Ш ИК №21 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1504; Зав. № 1505 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 954 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042735 |
Сикон С10 Зав.№284 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 |
22 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 61, отходя щего ф.61 Ш ИК №22 |
ТПОФ Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 10539; Зав. № 10377 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 200 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042736 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
23 |
ТЭЦ-3 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 65, отходящего ф.65Ш ИК №23 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 9920; Зав. № 9862 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 200 |
EA-05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01042747 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
24 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.1, отходящего ф.43Ц ИК №24 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1272; Зав. № 1211 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845277; Зав. № 845262; Зав. № 811122 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025625 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
25 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.2 отходящего ф.42Ц ИК №25 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 487; Зав. № 491 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845105; Зав. № 845140; Зав. № 845228 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025630 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
26 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ,ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч. 4, |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 429; Зав. № 605 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025624 |
Сикон С10 |
активная |
±1,2 |
±3,3 |
отходящего ф.41 Ц ИК №26 |
Зав. № 845277; Зав. № 845262; Зав. № 811122 |
Зав.№370 |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 | |||
27 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.8, отходящего ф. 45Ц ИК №27 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 723; Зав. № 884 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845277; Зав. № 845262; Зав. № 811122 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025639 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
28 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.10, отходящего ф. 46Ц; ИК №28 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1744; Зав. № 493 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845105; Зав. № 845140; Зав. № 845228 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025627 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
29 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с.ш. 35 кВ, яч.11, отходящего ф. 48Ц ИК №29 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 717; Зав. № 701 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845105; Зав. № 845140; Зав. № 845228 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025636 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
30 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с.ш. 35 кВ, яч.15, отходящего ф. 50Ц ИК №30 |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 609; Зав. № 432 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 845105; Зав. № 845140; Зав. № 845228 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025635 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
31 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1 с . ш 35 кВ, яч. |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 485; Зав. № 431 |
ЗНОМ-35-54 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025629 |
Сикон С10 |
активная |
±1,2 |
±3,3 |
17, отходящего ф. 47Ц ИК №31 |
Зав. № 845277; Зав. № 845262; Зав. № 811122 |
Зав.№370 |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 | |||
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 6 с.ш. 6 кВ, яч.54, отходящего ф. 454Ш ИК №32 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1749 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
активная |
±1,2 |
±3,3 | ||
32 |
600/5 Зав. № 05512; Зав. № 09054 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047128 |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 | |||
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 55 отходящего ф. 455Ш ИК №33 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1772 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
активная |
±1,2 |
±3,3 | ||
33 |
1000/5 Зав. № 82315; Зав. № 82305 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047041 |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
34 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 5 с. ш . 6 кВ, яч. 57, отходящего ф. 457Ш ИК №34 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 05114; Зав. № 03584 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1772 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047013 |
Сикон С10 Зав.№370 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
35 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 6с.ш. 6 кВ, яч. 62, отходящего ф. 462Ш ИК №35 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 55237; Зав. № 80387 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1749 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047192 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
36 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 6 с.ш. 6 кВ, яч. 64, отходящего ф. 464Ш ИК №36 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 02028; Зав. № 75690 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1749 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 07042160 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
37 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 6 с.ш. 6 кВ, яч.70, отходящего ф. 470Ш ИК №37 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 09135; Зав. № 03937 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1749 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 07042238 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
38 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 7 с.ш. 6кВ, яч.79, отходящего ф. 479Ш ИК №38 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 18538; Зав. № 72153 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11766 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 07041144 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
39 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 8 с.ш. 6 кВ, яч.80, отходящего ф. 480Ш; ИК №39 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № А480; Зав. № С480 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1767 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047078 |
Сикон С10 Зав.№370 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
40 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 7 с.ш. 6 кВ, яч.81, отходящего ф. 481 Ш ИК №40 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 03924; Зав. № 10437 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11766 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047011 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
41 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 8 с.ш. 6 кВ, яч.82, отходящего ф. 482Ш; ИК №41 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № Д482; Зав. № С482 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1767 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06045085 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
42 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ,7 с.ш. 6 кВ, яч. 83, отходящего ф. 483Ш ИК №42 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 8695; Зав. № 06593 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11766 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047009 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 | |
43 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 8 с.ш. 6 кВ, яч. 92, отходящего ф. 492Ш; ИК №43 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 17055; Зав. № 82217 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1767 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 06047065 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 3 с . ш . 6 кВ, яч .33, отходящего ф. 433Ш ИК №44 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2045 |
EA05RL-B-3 |
активная |
±1,2 |
±3,4 | ||
44 |
1000/5 Зав. № 9917; Зав. № 9866 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025634 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 | |||
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, яч.32, отходящего ф. 432Ш ИК №45 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1976 |
EA05RL-B-3 |
активная |
±1,2 |
±3,4 | ||
45 |
1000/5 Зав. № 9931; Зав. № 9861 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025628 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 | |||
46 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, яч. |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 32157; Зав. № 32156 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025715 |
Сикон С10 |
активная |
±1,2 |
±3,4 |
26, отходящего ф. 426Ш; ИК №46 |
6000/100 Зав. № 1976 |
Зав.№370 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 | |||
ЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.16, отходящего ф. 416Ш ИК №47 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 94 |
EA05RL-B-3 |
активная |
±1,2 |
±3,4 | ||
47 |
1000/5 Зав. № 9913; Зав. № 9913 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025632 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 | |||
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ,1 с.ш. 6 кВ, яч. 15, отходящего ф. 415Ш ИК №48 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 53 |
EA05RL-B-3 |
активная |
±1,2 |
±3,4 | ||
48 |
1000/5 Зав. № 9924; Зав. № 9864 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01025638 |
реактивная |
±2,8 |
±6,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
49 |
ТЭЦ-4 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.8, отходящего ф. 408Ш ПК №49 |
ТОЛ-Ю-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 32168; Зав. №32155 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 94 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |
EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 01025626 |
Сикон СЮ Зав.№370 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,2 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
-
4. Рабочие условия эксплуатации:
-
- для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
-
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, ЕвроАльфа:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 : 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 : 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 : 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 °C до плюс 55 °C;
-
- для счётчиков электроэнергии ЕвроАльфа от минус 40 °C до плюс 70 °C;;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
-
- электросчётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УСПД RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, сред
нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УСПД Сикон С10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
-
- электросчетчика;
-
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
-
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).