Номер по Госреестру СИ: 86875-22
86875-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Общие сведения
Дата публикации - 26.09.2022
Срок свидетельства -
Номер записи - 188882
ID в реестре СИ - 1402303
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Публичное акционерное общество "ТНС энерго Нижний Новгород" (ПАО "ТНС энерго НН")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Нижний Новгород
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
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 - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2352 от 2022.09.23 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (17)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0 (Обозначение отсутствует)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Публичное акционерное общество "ТНС энерго Нижний Новгород" (ПАО "ТНС энерго НН")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
86875-22 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0, Обозначение отсутствует Публичное акционерное общество "ТНС энерго Нижний Новгород" (ПАО "ТНС энерго НН") (РОССИЯ г. Нижний Новгород) |
ОТ МП |
4 года |
В отчете предоставлена информация по географии распределения эталонов единиц величин по территории РФ и видам измерений.
Предусмотрено выделение 11 видов измерений:
- Акустические величины
- Давление, вакуум
- Оптические и оптико-физические
- Теплофизика, температура
- Время, частота
- Ионизирующие излучения и ядерные константы
- Поток, расход, уровень, объем веществ
- Электрические и магнитные величины, радиоэлектроника
- Геометрические величины
- Механические величины
- Состав и свойства веществ
Географическая привязка эталонов осуществляется к конкретному городу, региону или федеральному округу РФ. Количественные данные об эталонах представлены как штуках, так и в процентном соотношении.
В качестве источника данных были использованы два реестра ФГИС АРШИН: реестр эталонов единиц величин - https://fgis.gost.ru/fundmetrology/registry/11 и реестр средств измерений, применяемых в качестве эталонов - https://fgis.gost.ru/fundmetrology/cm/etalons/296436.
Отчет состоит из 12 графиков и 2 таблиц, разнесённых по информационным блокам. Графики являются интерактивными с возможностью масштабирования и экспорта в сторонние программы. Первый блок содержит сводную статистическую информацию об эталонах. Отдельно для аттестованных эталонов и отдельно для средств измерений, применяемых в качестве эталонов. Далее, следуют два информационных блока с привязкой к региону РФ или Федеральному округу.
В завершении отчета приведена сводная таблица, данные из которой можно использовать для самостоятельной обработки данных.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0 (Обозначение отсутствует)
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "ЭНЕРГОПРОМРЕСУРС" (RA.RU.312376) | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0 (Обозначение отсутствует)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Пирамида-Сети».
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 2. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) |
«Пирамида 2000» (сервер ПАО «ТНС энерго НН», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго») | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli- ents.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolo- gy.dll |
ParseBin. dll |
Par- seIEC.dll |
Parse-Mod-bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
Verify- Time.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида-Сети» (сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго») | |||||||||
|
Binary Pack Con-trols.dll |
Check Data Integri- ty.dll |
Coml ECFunc- tions.dll |
ComMod-busFunc-tions.dll |
Com StdFunc-tions.dll |
DateTime Pro-cessing.dll |
Safe Values DataUp-date.dll |
Simple Verify Data Status-es.dll |
Summary Check CRC.dll |
Values DataProce ssing.dll | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB 15476 |
E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7 |
BE77C56 55C4F19 F89A1B4 1263A16 CE27 |
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B4 A560FC91 7 |
EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 |
D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056 FA4D |
B6740D3 419A3BC 1A42763 860BB6F C8AB |
61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A39 |
EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5 |
013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго НН» 2.0, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
ПравообладательПубличное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН»)
ИНН 5260148520
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В
Телефон: (831) 243-07-99
Факс: (831) 412-36-48
Web-сайт: nn.tns-e.ru
E-mail: info@nn.tns-e.ru
Изготовитель
Публичное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН»)ИНН 5260148520
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В
Телефон: (831) 243-07-99
Факс: (831) 412-36-48
Web-сайт: nn.tns-e.ru
E-mail: info@nn.tns-e.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)ИНН 5024145974
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Правообладатель
Публичное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН»)ИНН 5260148520
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В
Телефон: (831) 243-07-99
Факс: (831) 412-36-48
Web-сайт: nn.tns-e.ru
E-mail: info@nn.tns-e.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), интеллектуальные приборы учета электроэнергии (ИПУЭ), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» на базе виртуальной машины VMWare, сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Для измерительных каналов (ИК) № 32 и 33 первичные токи и напряжения поступают на датчики измерения активной и реактивной энергии, входящие в состав ИПУЭ, где преобразуются в цифровые сигналы, пропорциональные мгновенной мощности, которые обрабатываются микроконтроллером ИПУЭ. Далее по полученным значениям мгновенной активной и реактивной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной и реактивной электроэнергии.
Для остальных ИК 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов ИПУЭ при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на котором осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на серверы: для ИК №№ 3-5 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», для ИК №№ 1, 2, 6-31, 34-40 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на которых осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал).
При отказе основного канала связи измерительная информация от счетчиков и УСПД по резервному каналу связи при помощи средств приема-передачи поступает на сервер ПАО «ТНС энерго НН», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго НН» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго НН» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы ИПУЭ, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго НН» и УСВ. УСВ обеспечивают передачу
Лист № 3 Всего листов 22 шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов серверов с соответствующими УСВ осуществляется не реже одного раза в час, корректировка часов серверов производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами соответствующих серверов осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами серверов на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-31, 34-40) с часами соответствующих УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов ИПУЭ (для ИК №№ 32, 33) с часами сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов ИПУЭ производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД производится при расхождении показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, часов ИПУЭ, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 013, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
25 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
9 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-110-УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТВТ-35М |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-110 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110-II |
1 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-35 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-35-II |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110-УХЛ1 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
11 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110-УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-35-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
32 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
3 |
|
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии |
РиМ 384.02/2 |
2 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
18 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
Источники первичные точного времени |
УКУС-ПИ 02ДМ |
1 |
|
Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Владимирэнерго» |
Fujitsu Siemens |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго» |
VMware |
1 |
|
Сервер ПАО «ТНС энерго НН» |
VMware |
1 |
|
Формуляр |
ТНСЭ.366305.013.ФО |
1 |
Таблица 3 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Измерительные компоненты |
Метрологические характеристики ИК | |||||||||
|
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 110 кВ Нава-шино, РУ 110 кВ, II СШ, ввод ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С |
НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
2 |
ПС 110 кВ Змейка, РУ 110 кВ, II СШ, отпайка ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
3 |
ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец-Степаньково |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,6 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец- Смо-лино с отп. Комплекс |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фаза: С |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
Fujitsu Siemens VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,6 |
|
5 |
ПС 110 кВ Гороховец, ОРУ 35 кВ, 2 сек.ш., ввод ВЛ 35кВ Гороховец- Лагерная |
ТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,6 | ||
|
6 |
ПС 110 кВ Шаху-нья, I СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Буреполом |
ТБМО-110- УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2, 1 5,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
7 |
ПС 110 кВ Шаху-нья, II СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Иготино |
ТБМО-110- УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110- УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2, 1 5,0 |
|
8 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 35 кВ |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
9 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 35 кВ |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 10 кВ |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
EA05RALX-B-4 W Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 10 кВ |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
EA05RLX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
12 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-1 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С |
- |
EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1, 0 2,1 |
3, 2 5,1 |
|
13 |
ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-2 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С |
- |
EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 0 2,1 |
3, 2 5,1 | ||
|
14 |
ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т1 27,5 кВ |
ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
15 |
ПС 110 кВ Буре полом, ввод Т2 27,5 кВ |
ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
16 |
ПС 110 кВ Буреполом, Ф-1 10 кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
17 |
ПС 110 кВ Буреполом, Ф-2 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 25433-03 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2, 2 5,1 |
|
18 |
ПС 110 кВ Сява, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ввод ВЛ -1001 ПС Сява |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
19 |
ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 2 |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 32825-11 Фазы: А; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3, 3 6,4 | ||
|
20 |
ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А ТФМ-110-II Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 53622-13 Фаза: С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
21 |
ПС 110 кВ Покров Майдан, ОВ 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
22 |
ПС 110 кВ Воро-тынец, ВЛ 35 кВ ЯМЗ |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3, 3 6,4 | ||
|
23 |
ПС 110 кВ Первомайск, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Перво-майск-Ельники |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фаза: С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-06 Фаза: С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
24 |
ПС 110 кВ Первомайск, 1 СШ, ввод ВЛ-110 кВ Перво-майск-Жегалово |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-06 Фаза: С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
25 |
ПС 110 кВ Перво майск, ОМВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-06 Фаза: С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
26 |
ПС 110 кВ Починки, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Починки-Ичалки |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В; С |
НАМИ-110- УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 Фазы: А; В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фаза: С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 |
|
27 |
ПС 35 кВ Б.Болдино, 2 СШ 35 кВ, ввод ВЛ-35 кВ Б.Болдино-Б.Игнатово |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
28 |
ПС 110 кВ Новосельская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ110 кВ Теньгуше-во - Новосельская |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
29 |
ПС 110 кВ Воскресенская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Воскре-сенск-Мелковка |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-11 Фазы: А; В; С |
EA05RALX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 1 2,2 |
3, 2 5,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
30 |
ПС 35 кВ НИРФИ, 1 СШ 35 кВ, ввод ВЛ- 35 кВ Микря-ково - НИРФИ |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3, 3 5,6 |
|
31 |
ПС 35 кВ НИРФИ, 2 СШ 35 кВ, ввод 2 ВЛ- 35 кВ Еласы - НИРФИ |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3, 3 5,6 | ||
|
32 |
ВЛ-10 кВ 1017 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21080, оп.110, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21005А (146); ТП №6 |
- |
- |
РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 |
- |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,6 3,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
33 |
ВЛ-10 кВ 1015 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21071, оп.1, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону КТП-21033А (147), КТП-21034А (148); ТП №7 |
- |
- |
РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 |
- |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,6 3,5 |
|
34 |
ПС Сысуево РУ- 35кВ, ВЛ-35 кВ Сысуево-Ленинская |
ТФМ-35-II Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 17552-06 Фазы: А; С |
НОМ-35-66 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 187-70 Фазы: А; С |
EA05RALX- P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
35 |
ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод Т1-35 кВ |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
36 |
ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод T1-10 кВ |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3, 3 6,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
37 |
ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод ТСН 1 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С |
- |
EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware VMware |
Активная Реактивная |
1, 0 2,1 |
3, 3 6,4 |
|
38 |
ПС 110 кВ Чи-стовская, ввод ВЛ110 кВ Верещаги-но-Чистое |
ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 26422-06 Фазы: А; С |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-06 Фаза: А НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
39 |
ПС 35 кВ Сноведь, ВЛ 10 кВ, ф. 1009 |
ТВК-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 8913-82 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС |
EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реак тивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
40 |
ПС Ветлуга, ВЛ 35 кВ Катунино-Ветлуга |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
EA05RALX- P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
Активная Реак тивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,2 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(sU), с |
±5 | |||||||||
Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
-
4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и ИПУЭ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
40 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
|
ИПУЭ и УСПД, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-97): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-07): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для ИПУЭ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
180000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для серверов: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков типов ЕвроАЛЬФА: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
74 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для ИПУЭ: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для УСПД: | |
|
суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для серверов: | |
|
хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал ИПУЭ: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
-
- журнал счетчиков: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
-
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком;
-
- журнал сервера:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: ИПУЭ;
счетчиков электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
ИПУЭ;
счетчиков электрической энергии;
УСПД; сервера.
Возможность коррекции времени в:
ИПУЭ (функция автоматизирована); счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).