Сведения о средстве измерений: 66877-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Номер по Госреестру СИ: 66877-17
66877-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 158370
ID в реестре СИ - 380770
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

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

Модификации СИ

(АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровска,

Производитель

Изготовитель - АО "Дальневосточная генерирующая компания"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Хабаровск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

MV_1 Поверки с применением СИ в качестве эталона

Отчет позволяет вывести информацию о всех поверках, выполненных с применением СИ, используемых в качестве эталонов.
На первом этапе работы отчета по поисковой фразе ищется один или несколько эталонов. Длина поисковой фразы должна быть не менее 5 символов. Поиск осуществляется по номеру эталона, поверителю, владельцу, номеру типа СИ, названию и наименованию типа, номеру ГЭТ. Далее, щелкнув по колонке [количество поверок] можно перейти к списку поверок, выполненных с применением выбраненного эталона.
Ввиду добавления поиска по владельцу эталона существенно упала скорость, но была получена возможность отслеживать собственника СИ-эталона, даже при последующей маскировке сладельца за фразой юр или аналогичной.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1461 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№471 от 2017.03.09 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" (Нет данных)

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

Все средства измерений АО "Дальневосточная генерирующая компания"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
64513-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
64514-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
64515-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Артемовская ТЭЦ" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66870-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66872-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66873-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66874-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66875-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66876-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Майская ГРЭС" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
66877-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
69688-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
70818-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
70820-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
70822-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71178-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Майская ГРЭС" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71179-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71180-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71181-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Райчихинская ГРЭС" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71182-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71908-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Чульманская ТЭЦ" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71909-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Нерюнгринская ГРЭС" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71916-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
71981-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
72159-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Артемовская ТЭЦ" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
72241-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
75969-19	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС Красная филиала "ХТСК" АО "ДГК", Нет данных АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
77689-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС Городская филиала "ХТСК" АО "ДГК", АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
77525-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК", АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года
77959-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) распределенных объектов филиала "ХТСК" АО "ДГК", АО "Дальневосточная генерирующая компания" (РОССИЯ г.Хабаровск)	ОТ МП	4 года

MI_22 Регистрация типов СИ по странам в ФГИС АРШИН (год, страна, кол-во)

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" (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
ФГУП «ВНИИМС» (RA.RU.311493)	РСТ	(АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровска	1		0	0	0	0	0	0

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью

которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	ТЕЛЕСКОП+
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll	f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные и технические документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»

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

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-109-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС » 10.11.2016 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011

ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Изготовитель

Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49
Телефон: +7 (4212) 30-49-14
Факс: +7 (4212) 26-43-87

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт: www.vniims.ru
E-mail: office@vniims.ru

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов

формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока ТЛШ-10 У3	3
Трансформаторы тока ТШВ 15 У3	3
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2	9
Трансформаторы тока ТВ-110-1-2 У2	21
Трансформаторы тока GDS 40,5	8
Трансформаторы тока ТПЛ-35-4 УХЛ2	6
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3	16
Трансформаторы тока ТЛМ-10-1 У3	2
Трансформаторы тока ТОЛ-10-1-2 У2	6
Трансформаторы тока ТЛО-10-3 У2	2
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2	6
Трансформаторы напряжения НОЛ.08-6 УТ2	9
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 У3	3
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М	5
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03	26
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200	1
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+	1
Методика поверки МП 206.1-109-2016	1
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-АТЭЦ-1.ФО	1

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измерений		Состав измерительного канала					5 w к н н н	ИВКЭ	Метрологические характеристики
1 £	Диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №)		Обозначение, тип		Заводской номер			Вид энергии	Основ ная погрешность ИК (±*), %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±*), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
1	Турбогенератор ТГ №1	н н	Кт = 0,5S	А	ТЛШ-10 У3	5821	о о о 00 ■'Г	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,1 ± 2,3	± 4,8 ± 2,8
			Ктт = 4000/5	В	ТЛШ-10 У3	5822
			№ 11077-03	С	ТЛШ-10 У3	5820
		К н	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2839
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5	СЭТ-4ТМ.03		0107070229
			Ксч = 1
			№ 27524-04
2	Турбогенератор ТГ №2	н н	Кт =0,2	А	ТШВ 15 У3	23	о о о О'		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,9 ± 2,6
			Ктт = 8000/5	В	ТШВ 15 У3	25
			№ 5719-08	С	ТШВ 15 У3	26
		К н	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2	565
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2	571
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2	566
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0103063023
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4
3	Турбогенератор ТГ №3	н н	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			№ 21255-03	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		К н	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01
			Ксч = 1
			№ 27524-04
4	Турбогенератор ТГ №4	н н	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		К н	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01
			Ксч = 1
			№ 27524-04
5	Турбогенератор ТГ №5	н н	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ.06-10 У3
			Ктн = 10000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ.06-10 У3
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ.06-10 У3
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01
			Ксч = 1
			№ 36697-08

5	6	7	8	9	10
231	о о о О'	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,8
232
234
567
563
570
0108050117
200	о о о О'		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,8
195
193
564
561
569
0103068021
201	о о о о		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,4
202
207
1008139
1008105
1008140
0807140331

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
6	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Эльбан» №1 С-87	н н	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3576	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3572
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3531
		К н	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054096
			Ксч = 1
			№ 27524-04
7	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Падали - Эльбан» №2 С-88	н н	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3552	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3549
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3533
		К н	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4198; 4575
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4241; 4558
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4136;4116
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055033
			Ксч = 1
			№ 27524-04
8	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш - ЛДК» №1 С-89	н н	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3551	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3553
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3538
		К н	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0107072063
			Ксч = 1
			№ 27524-04

ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш -ЛДК» №2 С-90

Кт = 0,5 S

ТВ-110-1-2 У2

3540

н н

Ктт = 600/5

ТВ-110-1-2 У2

3546

№ 19720-06

ТВ-110-1-2 У2

3577

Кт = 0,2

НАМИ-110 УХЛ1

4198; 4575

132000

Активная

± 1,0

± 5,0

К н

Ктн = 110000:^3/100:^3

НАМИ-110 УХЛ1

4241; 4558

№ 24218-08

НАМИ-110 УХЛ1

4136; 4116

Реактивная

± 2,2

± 3,8

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03М.01

0807140412

RZA2

№ 36697-08

Кт = 0,5 S

ТВ-110-1-2 У2

3585

ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - Хурба - ПС Комсомольская" С-72

н н

Ктт = 600/5

ТВ-110-1-2 У2

3600

ARIS MT200-D100-TE-CTM-

Зав. № 11150242

Рег. № СИ 53992-13

№ 19720-06

ТВ-110-1-2 У2

3599

Кт = 0,2

НАМИ-110 УХЛ1

4198; 4575

132000

Активная

± 1,0

± 5,0

К н

Ктн = 110000:^3/100:^3

НАМИ-110 УХЛ1

4241; 4558

№ 24218-08

НАМИ-110 УХЛ1

4136; 4116

Реактивная

± 2,2

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055025

№ 27524-04

ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ПС Комсомольская" С-71

Кт = 0,5 S

ТВ-110-1-2 У2

3558

н н

Ктт = 600/5

ТВ-110-1-2 У2

3541

№ 19720-06

ТВ-110-1-2 У2

3548

Кт = 0,2

НАМИ-110 УХЛ1

4575; 4198

132000

Активная

± 1,0

± 5,0

К н

Ктн = 110000:^3/100:^3

НАМИ-110 УХЛ1

4558; 4241

№ 24218-08

НАМИ-110 УХЛ1

4116; 4136

Реактивная

± 2,2

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054243

№ 27524-04

Кт = 0,5S

ТВ-110-1-2 У2

3557

н н

Ктт = 600/5

ТВ-110-1-2 У2

3554

ОВ-110 кВ

№ 19720-06

ТВ-110-1-2 У2

3569

Кт = 0,2

НАМИ-110 УХЛ1

4575; 4198

132000

Активная

± 1,0

± 5,0

К н

Ктн = 110000:^3/100:^3

НАМИ-110 УХЛ1

4558; 4241

№ 24218-08

НАМИ-110 УХЛ1

4116; 4136

Реактивная

± 2,2

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109056046

№ 27524-04

-RZA2

ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-

1 -ТП Центральная" №1

Т-225

Кт = 0,5S

GDS 40,5

30496466

н н

Ктт = 600/5

KRIS MT200-D100-TE-CTM

№ 11150242 СИ 53992-13

№ 30370-10

GDS 40,5

30496471

Кт = 0,5

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

42000

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 35000:^3/100:^3

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

192

№ 21257-06

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Зав.

Рег. №

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055006

№ 27524-04

ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-

1 -ТП Центральная" №2

Т-227

Кт = 0,5S

GDS 40,5

30496472

н н

Ктт = 600/5

№ 30370-10

GDS 40,5

30496467

К н

Кт = 0,5

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

7381

42000

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 35000:^3/100:^3

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

6884

№ 46738-11

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

7757

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055215

№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
15	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №1 Т-224	н н	Кт = 0,5 S	А	GDS 40,5	30496470	42000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496469
		К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	24
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	192
			№ 21257-06	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	11
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054219
			Ксч = 1
			№ 27524-04
16	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ -1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №2 Т-226	н н	Кт = 0,5 S	А	GDS 40,5	30496465	42000		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496468
		К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7381
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6884
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7757
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055059
			Ксч = 1
			№ 27524-04
17	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №1 Т-228	н н	Кт = 0,5 S	А	ТПЛ-35-4 УХЛ2	89	10500		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 3,9
			Ктт = 150/5	В	ТПЛ-35-4 УХЛ2	92
			№ 21253-06	С	ТПЛ-35-4 УХЛ2	88
		К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	24
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	192
			№ 21257-06	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	11
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01		0804100060
			Ксч = 1
			№ 36697-08

ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №2 Т-229

Кт = 0,5 S

ТПЛ-35-4 УХЛ2

н н

Ктт = 150/5

ТПЛ-35-4 УХЛ2

№ 21253-06

ТПЛ-35-4 УХЛ2

Кт = 0,5

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

7381

10500

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 35000:^3/100:^3

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

6884

№ 46738-11

ЗНОЛ-35 III УХЛ1

7757

Реактивная

± 2,5

± 3,9

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100161

№ 36697-08

-RZA2

Кт = 0,5 S

ТПОЛ-10 У3

10316

н н

Ктт = 800/5

KRIS MT200-D100-TE-CTM

№ 11150242 СИ 53992-13

ГРУ-6 кВ Фидер №

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

10819

К н

Кт = 0,5

0096

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95УХЛ2

2832; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Зав.

Рег. №

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054063

№ 27524-04

га

Кт = 0,5

ТЛМ-10-1 У3

0690

н н

Ктт = 200/5

ГРУ-6 кВ Фидер №

№ 2473-69

ТЛМ-10-1 У3

7254

Кт = 0,5

2400

Активная

± 1,2

± 5,7

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95УХЛ2

2832; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 3,4

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054240

№ 27524-04

ГРУ-6 кВ Фидер № 2В

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

10075

н н

Ктт = 600/5

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

10074

Кт = 0,5

7200

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95УХЛ2

2832; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0106082101

№ 27524-04

-RZA2

<С

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

7443

н н

Ктт = 300/5

VRIS MT200-D100-TE-CTM

№ 11150242 СИ 53992-13

ГРУ-6 кВ Фидер №

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

7444

К н

Кт = 0,5

3600

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2832; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Зав.

Рег. №

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0108052183

№ 27524-04

ГРУ 6 кВ Фидер № 6В

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

10076

н н

Ктт = 600/5

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

10146

К н

Кт = 0,5

7200

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2832; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0107073057

№ 27524-04

19 А

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

7448

н н

Ктт = 600/5

ГРУ-6 кВ Фидер №

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

7449

Кт = 0,5

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2823; 2831

7200

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055238

№ 27524-04

-RZA2

ГРУ-6 кВ Фидер № 27А

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

10072

н н

Ктт = 600/5

KRIS MT200-D100-TE-CTM

№ 11150242 СИ 53992-13

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

10073

Кт = 0,5

7200

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2823; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 3,9

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Зав.

Рег. №

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100018

№ 36697-08

ГРУ-6 кВ Фидер № 28Б

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

7442

н н

Ктт = 300/5

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

7441

К н

Кт = 0,5

3600

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2837; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055108

№ 27524-04

ГРУ-6 кВ Фидер № 37

Кт = 0,5S

ТПОЛ-10 У3

7446

н н

Ктт = 300/5

№ 1261-08

ТПОЛ-10 У3

7447

Кт = 0,5

Активная

± 1,1

± 4,8

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2823; 2831

3600

№ 20186-05

Реактивная

± 2,3

± 2,8

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03

0107071056

№ 27524-04

-RZA2

ГРУ-6 кВ Фидер № 48А

Кт = 0,5S

ТОЛ-10-1-2 У2

5937

н н

Ктт = 300/5

KRIS MT200-D100-TE-CTM

№ 11150242 СИ 53992-13

№ 15128-07

ТОЛ-10-1-2 У2

5936

Кт = 0,5

3600

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2837; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Зав.

Рег. №

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0112054013

№ 27524-04

ГРУ-6 кВ Фидер № 48Б

Кт = 0,5S

ТОЛ-10-1-2 У2

23292

н н

Ктт = 800/5

№ 15128-07

ТОЛ-10-1-2 У2

23293

К н

Кт = 0,5

0096

Активная

± 1,2

± 5,1

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2837; 2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054023

№ 27524-04

V99

Кт = 0,5S

ТЛО-10-3 У2

12388

н н

Ктт = 300/5

ГРУ-6 кВ Фидер №

№ 25433-08

ТЛО-10-3 У2

12389

Кт = 0,5

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

Активная

± 1,1

± 4,8

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2840;2831

3600

№ 20186-05

Реактивная

± 2,3

± 2,8

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Зав. № 11150242

Рег. № СИ 53992-13

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03

0111080523

№ 27524-04

ГРУ-6 кВ Фидер № 66Б

Кт = 0,5S

ТОЛ-10-1-2 У2

23102

н н

Ктт = 300/5

№ 15128-07

ТОЛ-10-1-2 У2

23100

Кт = 0,5

3600

Активная

± 1,2

± 5,1

К н

Ктн = 6000/100

НАМИ-10-95 УХЛ2

2840;2831

№ 20186-05

Реактивная

± 2,5

± 4,2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109056068

№ 27524-04

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1_ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от и_ном	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности cosj	0,87
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от и_ном	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от 0 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	88000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух	35
направлениях, сутки, не более
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не	35
менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

MV_1 Поверки с применением СИ в качестве эталона

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений АО "Дальневосточная генерирующая компания"

MI_22 Регистрация типов СИ по странам в ФГИС АРШИН (год, страна, кол-во)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Ссылки на другие типы СИ

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_1 Поверки с применением СИ в качестве эталона

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений АО "Дальневосточная генерирующая компания"

MI_22 Регистрация типов СИ по странам в ФГИС АРШИН (год, страна, кол-во)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Ссылки на другие типы СИ

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель