Сведения о средстве измерений: 58972-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго"

Номер по Госреестру СИ: 58972-14
58972-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи результатов измерений.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 149683
ID в реестре СИ - 372083
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

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

Модификации СИ

Производитель

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

RT_18 Анализ рынка поверки Екатеринбурга

Екатеринбург - четвертый по численности населения город в России, административный центр Свердловской области и Уральского федерального округа.

Екатеринбург - столица Уральского федерального округа, территория которого составляет около 2 млн. км2. На территории находится крупное месторождение нефти и газа, богатые запасы нефти и газа, богатые запасы железных и полиметаллических руд. Крупнейшие металлургические предприятия мира расположены на Урале, благодаря его огромному промышленному и интеллектуальному потенциалу. Екатеринбург экспортирует сырье и продукцию тяжелого машиностроения, а импортирует продукты питания и товары народного потребления. Бизнес и инвестиции в городе очень хорошо развиты.

Екатеринбург, как и вся Свердловская область, находится в часовом поясе, обозначаемом по международному стандарту как Екатеринбургский часовой пояс. Смещение от UTC составляет +5:00. Относительно московского времени часовой пояс имеет постоянное смещение +2 часа. Екатеринбургское время отличается от стандартного на один час, так как в России действует летнее время.

Основанный как город-крепость в 1723 году, Екатеринбург расположен в центральной части Евразийского континента, на границе Европы и Азии, в средней части Уральского хребта, под 56º 51' северной широты, 60º 36' восточной долготы. Город расположен на восточном склоне Уральских гор, в пойме реки Исеть (приток Тобола).

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

Площадь Екатеринбурга составляет 114289 гектаров или 1142,89 квадратных километров.

- Расстояние до Москвы - 1667 километров.
- Расстояние до Владивостока - 7635 километров.
- Разница во времени с Москвой составляет плюс 2 часа.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

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

Содержание отчета:

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

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

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

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№1756 от 2014.11.09 Об утверждении типов средств измерений (ГР 58948-14 - 58987-14)

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС 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

MI_1 Распределение интервалов между поверками по группам средств измерений

В данном отчете представлена детальная информация о межповерочных интервалах (МПИ) для группы СИ за выбранный год.

Процесс анализа начинается со строительства гистограмм МПИ для каждого типа СИ. Данные для гистограмм берутся из свидетельств о поверке, где указаны интервалы между поверками в днях. После построения гистограмм производится фильтрация данных путем усреднения интервалов для выделения наиболее популярных МПИ. Полученные усредненные данные используются для построения круговых и колончатых диаграмм, а также для заполнения таблицы. В таблице указывается количество поверок в шт. и %, а также усредненные значения МПИ в целых числах и процентах.

Отчет также содержит информацию о наименованиях и МПИ типов СИ, которые были поверены в выбранный период, и количестве выполненных по ним поверок. Эта информация может быть полезна для анализа популярности и использования различных типов СИ.

Кроме того, отчет включает статистику по количеству типов СИ, утвержденных в текущем году, и МПИ, присвоенных этим СИ. По каждому МПИ приводится статистика по количеству типов СИ и количеству поверок за все время существования ФГИС АРШИН. Эта информация может быть использована для оценки популярности новых типов СИ и их использования в будущем.

В целом, данный отчет представляет ценную информацию для профессионалов, работающих с СИ и интересующихся анализом межповерочных интервалов и их использования в различных областях промышленности.

Стоимость 200 руб. или по подписке

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

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2024 году	Первичных поверок	Периодических поверок	Извещений	Для юриков	Для юриков первичные	Для юриков периодические

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

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС «Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» - система управления базами данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», ПО коммуникатора, ПО СОЕВ. Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.

В состав ПО для передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС» с использованием ЭЦП входят следующие программные продукты: средство криптографической защиты информации (СКЗИ) КриптоПро CSP, программный продукт CryptoEnergyPro, программный продукт CryptoSendMail, драйверы и утилиты, обеспечивающие согласованную работу указанных выше программ.

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009, свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».

Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО	Номер версии ПО	Цифровой идентификатор ПО	Наименование программного модуля ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»	не ниже 14.05.01	e6231ebbb9932e2864 4dddb424942f6a	Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe
		05e05fc7096bfb75c19 2ec398104ff23	Драйвер ручного опроса счётчиков и УСПД Amrc.exe
		0e8f48065c12b2933c 427442c762930b	Драйвер автоматического опроса счётчиков и УСПД Amra.exe
		63a918ec9c3f63c520 4562fc06522f13	Драйвер работы с БД Cdbora2.dll
		0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c	Библиотека шифрования пароля счётчиков Encryptdll.dll
		b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd	Библиотека сообщений планировщика опросов Alphamess.dll

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:

- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
- средства управления доступом (пароли);
- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±2 единицы 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 «АльфаЦЕНТР» и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго».

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»; разработанной и аттестованной ВСФ ФГУП «ВНИИФТРИ», 2014 г. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1-01.00294-2014 от 17.10.2014 г.

Нормативные и технические документы

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»:

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».

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго».

Поверка

осуществляется по документу МП 001-2014 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в октябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- 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», 1999 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», ДИЯМ 466453.005 ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04);
- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE-5000, ПО «ALPHAPLUS_AP» для конфигурации и опроса счетчиков АЛЬФА.

Изготовитель

ЗАО «ИРМЕТ» Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А. Почтовый адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857.
Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; E-mail: irmet@es.irkutskenergo.ru Интернет адрес: http://irmet.irkutsk.ru/;

Испытательный центр

ФГУП «Всероссийский НИИ физико-технических и радиотехнических измерений» (ФГУП «ВНИИФТРИ») (Восточно-Сибирский филиал).
664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,
тел/факс:(3952)46-83-03, факс:(3952)46-38-48; mail: office@niiftri.irk.ru; http://www.vniiftri-irk.ru

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ № 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

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 объекта 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 (синхронизация внутренних часов компонентов системы).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на Братской ГЭС

ОАО «Иркутскэнерго» (г. Братск, Иркутской области) (45 точек измерений).

2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, 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 с программным обеспечением АльфаЦЕНТР AC_SE-5000, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ) и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы (ИК).

Принцип действия АИИС КУЭ: 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.

Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код идентификационных признаков.

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».

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС.

Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ОАО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный

Лист № 3 Всего листов 20 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 измерений, передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи.

АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних часов компонентов системы на всех уровнях АИИС КУЭ. Данная функция является централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе GPS-приёмника 16HVS. Настройка системных часов сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от часов GPS-приёмника с помощью программного обеспечения АС_Тпте, входящего в его комплект поставки, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на ±1 с, сличение ежесекундное.

Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК, коррекция происходит в случае расхождения более чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД.

Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при необходимости синхронизируется с часами 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.

Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

приведена в таблице 4:

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»

№	Наименование	№ Г осреестра СИ РФ	Класс точности СИ, количество, шт.
1.	Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1	Измерительные трансформаторы тока
1.1.1	ТФЗМ-500Б-1 У1	ГР № 3639-73	КТ 0,5 (12 шт.)
1.1.2	ТФНКД-500-II	ГР № 3639-73	КТ 0,5 (3 шт.)
1.1.3	ТФНД-220-I	ГР № 3694-73	КТ 0,5 (66 шт.)
1.1.4	ТШЛ 20	ГР № 1837-63	КТ 0,5 (54 шт.)
1.2	Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1	НКФ-500	ГР № 3159-72	КТ 0,5 (6 шт.)
1.2.2	НКФ-220-58	ГР № 1382-60	КТ 0,5 (12 шт.)
1.2.3	ЗНОМ-15-63	ГР № 1593-70	КТ 0,5 (54 шт.)
1.3	Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА
1.3.1	АЛЬФА А^-4-АЬ-С29-Т+	ГР № 14555-02	КТ 0,2Б(А) по ГОСТ 30206-94 0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (6шт.)
1.4	Комплекс аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300
1.4.1	RTU-300 RTU-325-E1-512-M3-B8-G	ГР № 19495-03	сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.)
1.5	Устройство синхронизации системного времени (УССВ)
1.5.1	УССВ-16HVS	-	синхронизация часов компонентов АИИС КУЭ (1 шт.)
1.6	Сервер (ИВК), коммуникатор
1.6.1	Сервер базы данных (БД)	-	сбор измерительной информации с УСПД и/или счетчиков (1 шт.)
2	Программные компоненты
2.1	Системное (базовое) ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	-	ОС «Microsoft Windows 2000» ОС «Microsoft Windows XP Professional»
2.2	Прикладное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	-	СУБД «Oracle 9i»; «MS Office»
2.3	Специализированное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC	ГР № 44595-10	ПО «АльфаЦЕНТР», модуль AC ЬарТор - для ноутбука
2.4		-	КриптоПро CSP, CryptoEnergyPro, CryptoSendMail
2.5	Специализированное встроенное ПО УСПД	ГР № 19495-03	ПО RTU-325 SWV1.00, EMFPLUS, ALPHAPLUS AEP
2.6	Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии	ГР № 14555-02	ПО «ALPHAPLUS_AP»

№	Наименование	№ Г осреестра СИ РФ	Класс точности СИ, количество, шт.
3	Эксплуатационная документация
3.1	Методика поверки АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.2	Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.3	Паспорт-формуляр АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.4	Руководство пользователя АИИС КУЭ	-	1 экз.
3.5	Техническая документация на комплектующие изделия	-	1 комплект

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»

Канал измерений				Средство измерений		Ктт Ктн	Наименование измеряемой величины
Номер ИК		Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения		Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера
1 - 45		Братская ГЭС	УСПД		RTU-325-E-512-M3-B8-G ГР № 19495-03 Зав. № 1113		Энергия активная, реактивная календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
1	ГГ-1		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1394 (фаза А) Зав. № 1003 (фаза В) Зав. № 397 (фаза С)	О о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 595 (фаза А) Зав. № 208 (фаза В) Зав. № 550 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 Л=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105356		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
2	ГГ-2		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1448 (фаза А) Зав. № 1440 (фаза В) Зав. № 1451 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 201 А2 (фаза А) Зав. № 215 (фаза В) Зав. № 201 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 Л=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105357		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
3	ГГ-3		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1329 (фаза А) Зав. № 1401 (фаза В) Зав. № 1324 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 589 (фаза А) Зав. № 10169 (фаза В) Зав. № 567 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 Л=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА А1К-4-А1,-С29-Т+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105358		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

Канал измерений				Средство измерений		Ктт Ктн	Наименование измеряемой величины
Номер ИК		Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения		Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера
4	ГГ-4		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 645 (фаза А) Зав. № 632 (фаза В) Зав. № 634 (фаза С)	О о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 557 (фаза А) Зав. № 599 (фаза В) Зав. № 596 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105359		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное.^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
5	ГГ-5		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1281 (фаза А) Зав. № 1562 (фаза В) Зав. № 1568 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 568 (фаза А) Зав. № 591 (фаза В) Зав. № 560 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105360		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
6	ГГ-6		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1577 (фаза А) Зав. № 1563 (фаза В) Зав. № 1006 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 590 (фаза А) Зав. № 387 (фаза В) Зав. № 589 (фаза С)		Напряжение первичное.Ч
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105361		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
7	ГГ-7		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 1051 (фаза А) Зав. № 2785 (фаза В) Зав. № 1306 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 14177 (фаза А) Зав. № 14176 (фаза В) Зав. № 14059 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105363		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

Канал измерений				Средство измерений		Ктт Ктн	Наименование измеряемой величины
Номер ИК		Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения		Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера
8	ГГ-8		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 4295 (фаза А) Зав. № 4291 (фаза В) Зав. № 4303 (фаза С)	О о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 290 (фаза А) Зав. № 297 (фаза В) Зав. № 291 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105362		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное.^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
9	ГГ-9		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 515 (фаза А) Зав. № 801 (фаза В) Зав. № 746 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 284 (фаза А) Зав. № 211 (фаза В) Зав. № 293 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105364		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
10	ГГ-10		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 848 (фаза А) Зав. № 895 (фаза В) Зав. № 896 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 288 (фаза А) Зав. № 205 (фаза В) Зав. № 265 (фаза С)		Напряжение первичное.Ч
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105365		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
11	ГГ-11		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 711 (фаза А) Зав. № 705 (фаза В) Зав. № 642 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 202 (фаза А) Зав. № 277 (фаза В) Зав. № 296 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105366		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

Канал измерений				Средство измерений		Ктт Ктн	Наименование измеряемой величины
Номер ИК		Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения		Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера
12	ГГ-12		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 718-А (фаза А) Зав. № 742 (фаза В) Зав. № 745 (фаза С)	О о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 294 (фаза А) Зав. № 209 (фаза В) Зав. № 272 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105367		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное.^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
13	ГГ-13		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 510 (фаза А) Зав. № 517 (фаза В) Зав. № 490 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 193 (фаза А) Зав. № 195 (фаза В) Зав. № 198 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105368		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
14	ГГ-14		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 508 (фаза А) Зав. № 513 (фаза В) Зав. № 518 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 180 (фаза А) Зав. № 197 (фаза В) Зав. № 280 (фаза С)		Напряжение первичное.Ч
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105369		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
15	ГГ-15		ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5		ТШЛ 20 ГР № 1837-63 Зав. № 442 (фаза А) Зав. № 482 (фаза В) Зав. № 477 (фаза С)	о о о о о СП	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 15000/^3/100/^3		ЗНОМ-15-63 ГР № 1593-70 Зав. № 251 (фаза А) Зав. № 557 (фаза В) Зав. № 186 (фаза С)		Напряжение первичное^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105370		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

Канал измерений

Средство измерений

Ктт Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ГГ-16

ТТ КТ 0,5 КТТ = 10000/5

ТШЛ 20

ГР № 1837-63

Зав. № 432 (фаза А)

Зав. № 447 (фаза В)

Зав. № 340 (фаза С)

О о о о о СП

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 15000/^3/100/^3

ЗНОМ-15-63

ГР № 1593-70 Зав. № 252 (фаза А) Зав. № 207 (фаза В) Зав. № 167 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105371

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ГГ-17

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 10000/5

ТШЛ 20

ГР № 1837-63 Зав. № 272 (фаза А) Зав. № 205 (фаза В) Зав. № 233 (фаза С)

о о о о о СП

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 15000/^3/100/^3

ЗНОМ-15-63

ГР № 1593-70 Зав. № 185 (фаза А) Зав. № 187 (фаза В) Зав. № 174 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105372

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

ГГ-18

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 10000/5

ТШЛ 20

ГР № 1837-63 Зав. № 323 (фаза А) Зав. № 254 (фаза В) Зав. № 318 (фаза С)

о о о о о СП

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 15000/^3/100/^3

ЗНОМ-15-63

ГР № 1593-70 Зав. № 170 (фаза А) Зав. № 166 (фаза В) Зав. № 168 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105373

Ток вторичный, I2

ВЛ 500 кВ

№ 561

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФЗМ-500Б-1 У1

ГР № 3639-73 Зав. № 2242 (фаза А) Зав. № 2244 (фаза В) Зав. № 2246 (фаза С)

о о о о о о о

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 500000/^3/100/^3

НКФ-500

ГР № 3159-72 Зав. № 814911 (фаза А) Зав. № 814916 (фаза В) Зав. № 814912 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105348

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 500 кВ

№ 562

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНКД-500-II

ГР № 3639-73

Зав. № 943 (фаза А) Зав. № 985 (фаза В) Зав. № 1000 (фаза С)

О о о о о о о

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 500000/^3/100/^3

НКФ-500

ГР № 3159-72 Зав. № 814917 (фаза А) Зав. № 814918 (фаза В) Зав. № 814913 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105349

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 500кВ № 569

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФЗМ-500Б-1 У1

ГР № 3639-73 Зав. № 944 (фаза А) Зав. № 951 (фаза В) Зав. № 675 (фаза С)

о о о о о о о

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 500000/^3/100/^3

НКФ-500

ГР № 3159-72 Зав. № 814917 (фаза А) Зав. № 814918 (фаза В) Зав. № 814913 (фаза С)

Напряжение первичное,и₁

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105350

Ток вторичный, I2

ВЛ 500 кВ

№ 570

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФЗМ-500Б-1 У1

ГР № 3639-73 Зав. № 920 (фаза А) Зав. № 816 (фаза В) Зав. № 925 (фаза С)

о о о о о о о

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 500000/^3/100/^3

НКФ-500

ГР № 3159-72 Зав. № 814917 (фаза А) Зав. № 814918 (фаза В) Зав. № 814913 (фаза С)

Напряжение первичное,и₁

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105351

Ток вторичный, I2

ВЛ 500 кВ

№ 571

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФЗМ-500Б-1 У1

ГР № 3639-73 Зав. № 2701 (фаза А) Зав. № 682 (фаза В) Зав. № 2729 (фаза С)

о о о о о о о

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 500000/^3/100/^3

НКФ-500

ГР № 3159-72 Зав. № 814917 (фаза А) Зав. № 814918 (фаза В) Зав. № 814913 (фаза С)

Напряжение первичное,и₁

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105352

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт

Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 220 кВ

№ 238

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 1083 (фаза А) Зав. № 282 (фаза В) Зав. № 1039 (фаза С)

О о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105338

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 220 кВ

№ 239

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 1695 (фаза А) Зав. № 6836 (фаза В) Зав. № 1301 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35808 (фаза А) Зав. № 35809 (фаза В) Зав. № 35682 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105342

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

№ 242

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 244 (фаза А) Зав. № 249 (фаза В) Зав. № 55 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35808 (фаза А) Зав. № 35809 (фаза В) Зав. № 35682 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105343

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

№ 243

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 4123 (фаза А) Зав. № 9113 (фаза В) Зав. № 4041 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105344

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт

Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 220 кВ

№ 250

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 47 (фаза А) Зав. № 140 (фаза В) Зав. № 142 (фаза С)

О о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 26782 (фаза А) Зав. № 26789 (фаза В) Зав. № 26648 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105345

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 220 кВ

№ 233

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 38 (фаза А) Зав. № 856 (фаза В) Зав. № 35 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105338

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

№ 235

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I ГР № 3694-73

Зав. № 2 (фаза А) Зав. № 3 (фаза В) Зав. № 1 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105339

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

№ 236

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 3631 (фаза А) Зав. № 3831 (фаза В) Зав. № 3797 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 26782 (фаза А) Зав. № 26789 (фаза В) Зав. № 26648 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105340

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт

Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-1

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 95 (фаза А) Зав. № 82 (фаза В) Зав. № 96 (фаза С)

О о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105326

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-2

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 137 (фаза А) Зав. № 211 (фаза В) Зав. № 257 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105327

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-3

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 162 (фаза А) Зав. № 43 (фаза В) Зав. № 42 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105328

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-4

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 132 (фаза А) Зав. № 265 (фаза В) Зав. № 252 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 26782 (фаза А) Зав. № 26789 (фаза В) Зав. № 26648 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105331

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт

Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-5

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 3873 (фаза А)

Зав. № 3863 (фаза В) Зав. № 3917 (фаза С)

О о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 26782 (фаза А) Зав. № 26789 (фаза В) Зав. № 26648 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105330

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-6

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 117 (фаза А) Зав. № 246 (фаза В) Зав. № 115 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35808 (фаза А) Зав. № 35809 (фаза В) Зав. № 35682 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105329

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-7

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 268 (фаза А) Зав. № 267 (фаза В) Зав. № 270 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35808 (фаза А) Зав. № 35809 (фаза В) Зав. № 35682 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105332

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-8

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 247 (фаза А) Зав. № 248 (фаза В) Зав. № 113 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105333

Ток вторичный, I2

Канал измерений

Средство измерений

Ктт

Ктн

Наименование измеряемой величины

Номер

ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи

Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-9

ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 851 (фаза А)

Зав. № 853 (фаза В) Зав. № 863 (фаза С)

О о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60

Зав. № 35808 (фаза А) Зав. № 35809 (фаза В) Зав. № 35682 (фаза С)

Напряжение первичное,^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

АШ-4-АЬ-С29-Т+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105334

Ток вторичный, I2

Напряжение вторичное.^ Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности

Частота

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-10

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 848 (фаза А) Зав. № 850 (фаза В) Зав. № 849 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105335

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-11

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73 Зав. № 847 (фаза А) Зав. № 860 (фаза В) Зав. № 855 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)

Напряжение первичное.Ч

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105336

Ток вторичный, I2

ВЛ 220 кВ

БрАЗ-12

ТТ

КТ 0,5 КТТ = 2000/1

ТФНД-220-I

ГР № 3694-73

Зав. № 854 (фаза А) Зав. № 1318 (фаза В) Зав. № 852 (фаза С)

о о о о о хГ

Ток первичный, I1

ТН

КТ 0,5

К_ТН = 220000/^3/100/^3

НКФ-220-58

ГР № 1382-60 Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)

Напряжение первичное^

Счетчик

КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R)

КСЧ =1

А=5000имп/кВт(квар^ч

АЛЬФА

A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02

Зав. № 01105337

Ток вторичный, I2

Канал измерений				Средство измерений		Ктт Ктн	Наименование измеряемой величины
Номер ИК		Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения		Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип, № Госреестра СИ РФ, заводские номера
44	1ВО		ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1		ТФНД-220-I ГР № 3694-73 Зав. № 52 (фаза А) Зав. № 56 (фаза В) Зав. № 50 (фаза С)	О о о о о хГ	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 220000/^3/100/^3		НКФ-220-58 ГР № 1382-60 Зав. № 40635 (фаза А) Зав. № 40699 (фаза В) Зав. № 40434 (фаза С)		Напряжение первичное,^
			Счетчик КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 01105346		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное.^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота
45	2ВО		ТТ КТ 0,5 КТТ = 2000/1		ТФНД-220-I ГР № 3694-73 Зав. № 183 (фаза А) Зав. № 143 (фаза В) Зав. № 182 (фаза С)	о о о о о хГ	Ток первичный, I1
			ТН КТ 0,5 К_ТН = 220000/^3/100/^3		НКФ-220-58 ГР № 1382-60 Зав. № 35819 (фаза А) Зав. № 35763 (фаза В) Зав. № 35759 (фаза С)		Напряжение первичное,и₁
			Счетчик КТ 0,2S (А)/ 0,5 (R) КСЧ =1 А=5000имп/кВт(квар^ч		АЛЬФА A1R-4-AL^29-T+ ГР № 14555-02 Зав. № 1105347		Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики АЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000 ч; te не более 2 ч); -УСПД RTU-325 (параметры надежности: То не менее 40000 ч; te не более 24 ч);
- сервер БД, коммутатор (параметры надежности К_Г не менее 0,99; te не более 1 ч);
- устройство синхронизации системного времени (К_Г не менее 0,95; te не более 168 ч). Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью ИБП, а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение GSM); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

2. Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных цепей испытательных коробок, УСПД и сервера;
3. Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчики АЛЬФА имеют 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) по 4-м каналам - на глубину 63 дня;
- УСПД RTU-325 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет (функция автоматизирована);

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

№ ИК	Активная электроэнергия и мощность
	Класс точности				Знач cosj	±d₂%P, [ %] для диапазона ^W P2%^£^W P_m<^W P5%		±d5%P, [ %] для диапазона ^WP5%^£^W P™<^W P20%		±d20%P, [ %] для диапазона ^WP20/^£^WPизм< ^WP100%	±d100%P, [ %] для диапазона ^WP100%^£^Wp_Изм^£^Wp₁20/
	ТТ	ТН	Сч.
1 - 45	0,5	0,5	0,5S		1	не нормируют		2,2		1,6	1,5
					0,8	не нормируют		3,1		2,1	1,8
					0,5	не нормируют		5,6		3,2	2,6
№ ИК	Реактивная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. СОЭф/ ЭШф			±d₂%Q, [ %] для диапазона ^W Q2%^£^W Ризм<^^ Q5%		±d5%Q, [ %] для диапазона ^W Q5%^£W Qra^W Q20%	±d20%Q, [ %] для диапазона W Q20%^£W Qизм<^W Q100%	±d100%Q, [ %] для диапазона ^W Q100%<^W Qh^^W Q120%
	ТТ	ТН	Сч.
1 - 45	0,5	0,5	1	0,8/0,6			не нормируют		5,3	3,9	3,6
				0,5/0,87			не нормируют		4,1	3,4	3,2

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности;
2 Нормальные условия:

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

3 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)Uhom; ток (0,05 - 1,2)1ном, cosф = 0,5инд - 1;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 50 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +55 °С, для УСПД от 0 до +70 °С;

4 В Табл. 3 приняты следующие обозначения:

W_P2% (Wq2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wp5% (Wq5%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

W_P20 % (Wq₂₀%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

Wm00% (Wq100%) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

W_P120% (Wq120%) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RT_18 Анализ рынка поверки Екатеринбурга

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

MI_1 Распределение интервалов между поверками по группам средств измерений

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

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

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

RT_18 Анализ рынка поверки Екатеринбурга

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

MI_1 Распределение интервалов между поверками по группам средств измерений

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

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель