Сведения о средстве измерений: 65801-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

Номер по Госреестру СИ: 65801-16
65801-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 157204
ID в реестре СИ - 379604
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

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

Модификации СИ

АИИС КУЭ филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», -,

Производитель

Изготовитель - Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Асбест
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

MV_8 Проверить как часто используется эталон: первичные эталоны, средства измерений в качестве эталонов, эталоны единиц величин

Отчет позволяет оценить частоту использования эталона в качестве средства поверки.
Анализируемый период: 01.01.2020 - н.в.
Анализ проводится по ГЭТ, аттестованным эталонам или СИ, применяемым в качестве эталонов.
При количестве поверок меньше 40 тыс., выводится список всех поверок.
Строятся графики поверок (всех и периодических) по месяцам.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 5
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№1862 от 2016.12.05 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (Нет данных)

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

Все средства измерений Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
65801-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия", Нет данных Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (РОССИЯ г.Асбест)	ОТ МП	4 года

V_3 Подбор поверителей по области измерений

Отчет "Подбор поверителей по области измерений" позволяет быстро найти организации, специализирующиеся поверкой СИ в конкретной области измерений.

Для запуска отчета достаточно выбрать из списка интересующую область измерений и нажать кнопку "Показать результат".

В результатах поиска будет отображена таблица, содержащая информацию об организациях, проводивших поверку, их статус (подвед РСТ или нет), модификации типов СИ, общее количество поверок и количество поверок, сделанных в текущем году.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (Нет данных)

Наименование организации	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Первичных поверок	Периодических поверок	Для юриков	Для юриков первичные
ООО "НПК" (RA.RU.313336)	-	2	1	0	1	1
ООО "НПК" (РОСС RU.0001.310072)		1	0	0	0	0
ООО "МЦМО" (РОСС RU.0001.310255)	АИИС КУЭ филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия»	2	0	2	0	0

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» из состава комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», номер в Госреестре 44595-10, в состав которого входит метрогически значимая часть «ac_metrology.dll». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1.0.0
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений приведен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Паспорт-формуляр 17404049.4252103.003 ФО.

Нормативные и технические документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия»

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

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

Поверка

осуществляется по документу МП 143-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 30 сентября 2016 г.

Основные средства поверки:

-приемник навигационный МНП-М3, номер по Госреестру 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электроэнергии типа ЕвроАльфа - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;

- счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки МП 2203-0042-2006», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС » в 2006 г.;

- УСПД RTU-327 - по документу «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г .

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Изготовитель

Филиал «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия»
ИНН 6671156423
Адрес:6244258, г. Асбест, Свердловская область, п. Рефтинский
Телефон: (34365) 3-33-59
Факс: (34365) 3-23-7, 3-01-63
E-mail: rg.office@enel.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Уральский научноисследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)
620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4
Тел.350-26-18
Е-mail: uniim@uniim.ru

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений электроэнергии, включающие в себя средства измерений утвержденных типов:

- трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001: ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) номер в Государственном реестре средств измерений (далее - номер в Госреестре) 3639-73; ВСТ, номер в Госреестре 28930-05; ТШЛ20Б-1, номер в Госреестре 4016-74; ТВ-ЭК, номер в Госреестре 39966-10; ТВТ, номер в Госреестре 3635-06; ТШЛ-35, номер в Госреестре 32610-06;

GSR, номер в Госреестре 25477-06; ТФНД-220-1, номер в Госреестре 3694-73; ТФЗМ 220Б-ГУ, номер в Госреестре 6540-78; ТПШЛ-10, номер в Госреестре 1423-60; ТЛШ-10, номер в Госреестре 11077-03 и 11077-07; ТЛШ, номер в Госреестре 47957-11; KOKS 12/17,5, номер

в Госреестре 36418-07; ТПЛ 20, номер в Госреестре 21254-01; ТВ, номер в Госреестре 19720-00 и 19720-06; ТОЛ-35, номер в Госреестре 21256-07; ТАТ, номер в Госреестре 29838-11; TPU4, номер в Госреестре 45424-10; ТШЛ-20-1 номер в Госреестре 21255-08; ТВ-35-VI, номер в Госреестре 3198-89;

- трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001: СРВ 550, номер в Госреестре 15853-06; НКФ-500, номер в Госреестре 3159-72; ЗНОЛ.06., номер в Госреестре 3344-04 и 3344-08; ЗНОМ-20-63, номер в Госреестре 1593-62; ЗНОМ-35-65, номер в Госреестре 912-70; СРВ-245, номер в Госреестре 15853-96; НТМИ-6-66, номер в Госреестре 2611-70; ЗНОЛП, номер в Госреестре 23544-02 и 23544-07, НОМ-6-77, номер в Госреестре 17158-98; TJP 4.0, номер в Госреестре 45423-10; JDQXF-145ZHW, номер в Госреестре 40246-08; TJC 6, номер в Госреестре 36413-07;

- счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА, номер в Госреестре 16666-97, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800, номер в Госреестре 31857-11, класса точности 0,2S и 0,5 по активной и реактивной электроэнергии соответственно, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 (далее - УСПД), номер в Госреестре 41907-09, устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS, каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру.

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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи 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, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера баз данных с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS на основе GPS-приемника, подключенное к УСПД, а также таймеры УСПД, сервера баз данных и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение осуществляется один раз в час, погрешность синхронизации не более 0,01 с. Абсолютная погрешность УСПД при измерении текущего времени не более ±2 с/сутки при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера баз данных и счетчиков. Сличение времени сервера баз данных с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД более чем на ±2 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.

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорту-формуляру 17404049.4252103.003 ФО, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.

В комплект входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки МП 143-264-2016».

Таблица 2 -

Номер ИК	Наименование объекта	Типы средств измерений, входящих в состав ИК; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); класс точности				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД		Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД		d1, %	d2, %	d3, %	^dOCft %	^dРАБ^, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	ВЛ 500кВ Исеть	ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5	СРВ 550 500000/^3/100/^3 Кл.т. 0,2; НКФ 500 500000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5	<м с<-> £ Н Р4	Активная, реактивная	±0,01 ±0,01	±0,01 ±0,01	±0,01 ±0,01	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
2	ВЛ 500кВ Тюмень-1	ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5	НКФ 500 500000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5; СРВ 550 500000/^3/100/^3 Кл.т. 0,2	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5	<м с<-> £ Н Р4	Активная, реактивная	±0,01 ±0,01	±0,01 ±0,01	±0,01 ±0,01	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6

ВЛ 500кВ

Тюмень-2

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1

Кл. т. 0,5

СРВ 550

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,2;

НКФ 500

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

с<->

Р4

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 500кВ Южная

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1

Кл. т. 0,5

НКФ 500

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5;

СРВ 550

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,2

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 500кВ Тагил

ВСТ 2000/1 Кл. т. 0,2S;

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5

СРВ 550

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,2;

НКФ 500

500000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ТГ-1

ТШЛ20Б-1 12000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06

20000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ТГ-2

ТШЛ20Б-1 12000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОМ-20-63

20000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
		ТШЛ20Б-1	ЗНОМ-20-63
8	ТГ-3	12000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТШЛ20Б-1	ЗНОМ-20-63
9	ТГ-4	12000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТШЛ20Б-1	TJC 6
10	ТГ-5	12000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТШЛ20Б-1	ЗНОМ-20-63
11	ТГ-6	12000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТВ-ЭК	ЗНОЛ.06		(N
12	ТГ-7	20000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5	н Р4	реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,7	±3,0
		ТВ-ЭК	ЗНОЛ.06		н Р4
13	ТГ-8	20000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,7	±3,0
		ТШЛ35	ЗНОМ-35-65
14	ТГ-9	10000/5	35000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,7	±2,4
		GSR	ЗНОЛ.06
15	ТГ-10	18000/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,7	±3,0
16	ВЛ 220 кВ	ТФНД-220-1 2000/1	СРВ-245 220000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	Окунево-1	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

ВЛ 220 кВ

Окунево-2

ТФНД-220-1

2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

с<->

Р4

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 220 кВ

Анна

ТФНД-220-1

2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 220 кВ Травянская-2

ТФНД-220-1

2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 220 кВ

Сирень

ТФНД-220-1

2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ВЛ 220 кВ

Ница

ТФ3М 220Б- IV

2000/1

Кл.т. 0,5

ТФНД-220-1 2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ОВ-220 кВ

ТФНД-220-1

2000/1

Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

21 ТР-1РА

ТПШЛ-10

2000/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66

6000/100

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная, реактивная

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА
24	21 ТР-1РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА
25	22 ТР-2РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА
26	22 ТР-2РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА
27	23 ТР-3РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА	RTU-327	Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА
28	23 ТР-3РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА
29	24 ТР-4РА	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА
30	24 ТР-4РБ	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА
31	25 ТР-5РА	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
		ТЛШ-10	ЗНОЛП
32	25 ТР-5РБ	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а. 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66				±0,01	±0,01	±0,01
33	26 ТР-6РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66				±0,01	±0,01	±0,01
34	26 ТР-6РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77				±0,01	±0,01	±0,01
35	27 ТР-7РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5	СЧ	реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77		£		±0,01	±0,01	±0,01
36	27 ТР-7РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА	Р4	Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. А . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ	НОМ-6-77				±0,01	±0,01	±0,01
37	28 ТР-8РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. А . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ-10	НОМ-6-77				±0,01	±0,01	±0,01
38	28 ТР-8РБ	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. А . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77				±0,01	±0,01	±0,01
39	29 ТР-9РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
40	29 ТР-9РБ	2000/5	6000/100			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5			реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
41	30 ТР-10РА	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
42	30 ТР-10РБ	2000/5	6000/100			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5			реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
43	Резервный ввод 1РА	2000/5 Кл.т. 0,5	6000/100 Кл.т. 0,5	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5	RTU-327	Активная, реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	и- н- г"	±3,0 ±4,6
	Резервный ввод	ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
44	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	1РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
45	Резервный ввод 2РА	2000/5 Кл.т. 0,5	6000/100 Кл.т. 0,5	ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5		Активная, реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	и- н- г" р-^	±3,0 ±4,6
	Резервный ввод	ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
46	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	2РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
47	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	3РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	Резервный ввод	ТПШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
48	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	3РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТЛТШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
49	Резервный ввод	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
49	4РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТЛТШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
50	Резервный ввод	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
50	4РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТЛТШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
51	Резервный ввод	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА	RTU-327	Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
51	5РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТЛТШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
52	Резервный ввод	2000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
52	5РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
53	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
53	6РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НТМИ-6-66	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
54	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	6РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
55	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	7РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
56	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	7РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
57	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
57	8РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
58	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	8РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
59	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА	RTU-327	Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
59	9РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
60	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
	9РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
61	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
61	10РА	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
	Резервный ввод	ТПТШЛ-10	НОМ-6-77	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
62	Резервный ввод	2000/5	6000/100	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
62	10РБ	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТЛШ-10	ЗНОЛП	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
63	1ТР-РА-1	3000/5	6300/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,9

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
		ТЛШ-10	ЗНОЛП				±0,01	±0,01	±0,01
64	1ТР-РБ-1	3000/5	6300/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	Кл. а. 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,9
		KOKS 12/17,5	TJP 4.0				±0,01	±0,01	±0,01
65	2ТР-РА-4	3200/5	6300/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		KOKS 12/17,5	TJP 4.0				±0,01	±0,01	±0,01
66	2ТР-РБ-4	3200/5	6300/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77				±0,01	±0,01	±0,01
67	3ТР-РА-5	3000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5	СЧ	реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПШЛ-10	НОМ-6-77		£		±0,01	±0,01	±0,01
68	3ТР-РБ-5	3000/5	6000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА	Р4	Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТПЛ 20	ЗНОМ-20-63				±0,01	±0,01	±0,01
69	ТСЗП бл.6	400/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,7	±5,6
		Кл.т. 1,0	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±4,4	±8,6
		ТВ	ЗНОЛ.06				±0,01	±0,01	±0,01
70	ТВ-7	600/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл. а . 0,2S/ 0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТВТ	ЗНОЛ.06				±0,01	±0,01	±0,01
71	ТВ-8	600/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,				±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
			НКФ-500
	ОРУ-500 кВ,	ТОЛ-35	500000/^3/100/^3	ЕвроАЛФА
72	ОРУ-500 кВ,	600/5	Кл.т. 0,5;	ЕвроАЛФА		Активная,	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0	±3,0
72	Реактор	Кл.т. 0,5S	СРВ 550 500000/^3/100/^3	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±2,6	±4,9	±4,9
			Кл.т. 0,2
	ПС 110 кВ	TAT	JDQXF-145ZHW	Альфа А1800			±0,01	±0,01	±0,01
73	ПС 110 кВ	400/5	110000/^3/100/^3	Альфа А1800		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
73	Пусковая	Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,8	±2,7
		TPU4	TJP 4.0	Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
74	2 ТР СЗШУ-3	2000/5	6300/^3/100/^3			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5		RTU-327	реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,8	±2,7
		TPU4	TJP 4.0	Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
75	2 ТР СЗШУ-2	2000/5	6300/^3/100/^3			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5			реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,8	±2,7
		ТШЛ-20-1	TJC 6	Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
76	5 ГТ СЗШУ-1	2000/5	20000/^3/100/^3			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±0,8	±1,6
		Кл.т. 0,2S	Кл.т. 0,5			реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±1,8	±2,7
		ТВ-35-VI	TJC 6	Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5			±0,01	±0,01	±0,01
77	ТВ-5	300/5	20000/^3/100/^3			Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0.5S	Кл.т. 0,5			реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,7	±4,7
		ТВ	ЗНОМ-35-65	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
78	ТВ-9	400/5	35000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6
		ТВ	ЗНОЛ.06	ЕвроАЛЬФА			±0,01	±0,01	±0,01
79	ТВ-10	600/5	20000/^3/100/^3	ЕвроАЛЬФА		Активная,	±0,01	±0,01	±0,01	±1,1	±3,0
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2S/0,5		реактивная	±0,01	±0,01	±0,01	±2,6	±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая).

Здесь d1 -пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;

d2 - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии;

d3 - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности;

d ОСН - основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности;

d_PA£ - относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях;

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны доверительные границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1-1,2) 1ном; cos j = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20±5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02-1,2) 1ном; 0,5 инд. < cos j < 0,8 емк.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70 °С; для счетчиков электроэнергии от минус 40 до +65 °С; для УСПД от +10 до +30 °С, для сервера от +10 до +30 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до +40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU) при работающей системе коррекции времени ±5 с.

Параметры надежности применяемых в системе компонентов:

- средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА не менее 50000 ч, счетчиков типа Альфа А1800 не менее 120000 ч;
- срок службы счетчиков электроэнергии не менее 30 лет;
- срок службы УСПД типа RTU-327 не менее 30 лет.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;

UTC(SU) - национальная шкала координированного времени Российской Федерации (см. 3.1.15 ГОСТ 8.567-2014).

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком ;

- выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчик;

- УСПД;

- сервер.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках ( функция автоматизирована);

- УСПД ( функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерения приращений электроэнергии составляет 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора результатов измерений - 30 мин ( функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 35 суток (функция автоматизирована); хранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

MV_8 Проверить как часто используется эталон: первичные эталоны, средства измерений в качестве эталонов, эталоны единиц величин

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

V_3 Подбор поверителей по области измерений

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (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

MV_8 Проверить как часто используется эталон: первичные эталоны, средства измерений в качестве эталонов, эталоны единиц величин

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

V_3 Подбор поверителей по области измерений

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (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