Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Мурманской области

Номер в ГРСИ РФ:	73069-18
Производитель / заявитель:	ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва

Скачать

	73069-18: Описание типа СИ	Скачать	213.3 КБ
	73069-18: Методика поверки МП-312235-036-2018	Скачать	1.5 MБ

Нет данных о поставщике

Являетесь поставщиком? Разместите свои контакты в этом блоке! Подробнее в разделе Реклама

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Мурманской области поверка на: www.ktopoverit.ru

Онлайн-сервис метрологических услуг

ЗАКАЗАТЬ ПОВЕРКУ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Мурманской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	73069-18
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Мурманской области
Страна-производитель	РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер)	зав.№ 114

Производитель / Заявитель

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Актуальность информации	17.11.2024

Поверители

Скачать

	73069-18: Описание типа СИ	Скачать	213.3 КБ
	73069-18: Методика поверки МП-312235-036-2018	Скачать	1.5 MБ

Описание типа

Назначение Описание Программное обеспечение Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Сведения о методах измерений Нормативные документы

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 57 измерительных каналов (ИК).

Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «Энергия АЛЬФА 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия АЛЬФА 2», УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение информации.

Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ создана на основе УССВ от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) типа yCCB-16HVS и yCCB-35HVS (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен УССВ типа yCCB-16HVS. Резервным источником сигналов точного времени служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (NTP-сервер). Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ происходит с периодичностью один раз в 10 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ независимо от величины расхождения. В случае синхронизации сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» посредством резервного источника сигналов точного времени сравнение показаний часов ИВК и NTP-сервера происходит с периодичностью один раз в 10 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении показания часов ИВК и NTP-сервера на 1 с.

Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен УССВ типа УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР », ПО «Энергия АЛЬФА 2» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 2.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия АЛЬФА 2».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Энергия АЛЬФА 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll )	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Идентификационное наименование ПО	Энергия АЛЬФА 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «Энергия АЛЬФА 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 4.

Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики

Номер ИК	Наименование объекта учета	Состав ИК АИИС КУЭ					КТТ-КТН-КСЧ	Вид энергии	Метрологические характеристики
Номер ИК	Наименование объекта учета	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)		Обозначение, тип		ИВКЭ	КТТ-КТН-КСЧ	Вид энергии	Основная погрешность (±6), %	Погрешность в рабочих условиях (±6), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9
	ПС-8 Мурманск (ПС Мурманская №8), ввод-2 6 кВ		Кт = 0,5	А	ТЛК10-6
		II	Ктт = 1500/5	В	-
			№ 9143-01	С	ТЛК10-6
1		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66		18000	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4		RTU-327 Рег. № 41907-09
	ПС-8 Мурманск (ПС Мурманская №8), ввод-1 6 кВ		Кт = 0,5	А	ТЛК10-6
		II	Ктт = 1500/5	В	-
			№ 9143-01	С	ТЛК10-6
2		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66		18000	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
3	ПС-8 Мурманск (ПС Мурманская №8), Ф-9 6 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 9143-01	А	ТЛК10-6	RTU-327 Рег. № 41907-09	2400	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТЛК10-6
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-B-3
4	ПС-8 Мурманск (ПС Мурманская №8), Ф-4 6 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 9143-01	А	ТЛК10-6		2400	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТЛК10-6
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
5	ПС 337 Пяйве 35/10 кВ, ввод Т 35 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 40/1 № 37491-08	А	STSM-38		14000	Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,1
				В	STSM-38
				С	STSM-38
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 № 19813-09	А В С	НАМИ-35 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
6	ПС 410 Нял 35/10 кВ, Т-1, ввод 35 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 40/1 № 37491-08	А	STSM-38	RTU-327 Рег. № 41907-09	14000	Активная Реактивная	0,8 1,5	2,2 2,2
				В	STSM-38
				С	STSM-38
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 № 19813-09	А В С	НАМИ-35 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALXQ-P4GB-DW-4
7	ПС 410 Нял 35/10 кВ, Т-2, ввод 35 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 40/1 № 37491-08	А	STSM-38		14000	Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,1
				В	STSM-38
				С	STSM-38
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 № 19813-09	А В С	НАМИ-35 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
8	ПС 343 Печенга 35/10 кВ, ввод ВЛ-35 кВ ОМ-105/343	II	Кт = 0,2S Ктт = 40/1 № 37491-08	А	STSM-38		14000	Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,1
				В	STSM-38
				С	STSM-38
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 № 19813-09	А В С	НАМИ-35 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
9	ПС 110 кВ Кильдин (ПС 7), ОРУ 110 кВ, ввод Л-124	н н	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,6 4,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
10	ПС 110 кВ Кильдин (ПС 7), ОРУ 110 кВ, ввод Л-97	н н	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,6 4,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
11	ПС 110 кВ Кильдин (ПС 7), Т-3 ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 6009-77	А	ТОЛ-10 УТ2		о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТОЛ-10 УТ2
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-53	А В С	НТМИ-10
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
12	ПС 110 кВ Лопарская (ПС 9), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 2793-71	А	ТФНД-110М	RTU-327 Рег. № 41907-09	33000	Активная Реактивная	1,1 2,3	5,5 2,7
				В	-
				С	ТФНД-110М
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 14205-94	А	НКФ-110-57 У1
				В	НКФ-110-57 У1
				С	НКФ-110-57 У1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-B-4
13	ПС 110 кВ Лопарская (ПС 9), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 2793-71	А	ТФНД-110М		33000	Активная Реактивная	1,1 2,3	5,5 2,7
				В	-
				С	ТФНД-110М
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 14205-94	А	НКФ-110-57 У1
				В	НКФ-110-57 У1
				С	НКФ-110-57 У1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RALX-P3B-4
14	ПС 110 кВ Лопарская (ПС 9), Ф-1 6 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1261-02	А	ТПОЛ 10		о о о 00	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПОЛ 10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-3

1	2	3		4		5	6	7	8	9
15	ПС 110 кВ Лопарская (ПС 9), Ф-6 6 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1276-59	А	ТПЛ-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о 00	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-3
16	ПС 110 кВ Кица (ПС 58), Т-2, ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2473-69	А	ТЛМ-10		о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-00	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
17	ПС 110 кВ Кица (ПС 58), Т-1, ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2473-69	А	ТЛМ-10		о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-00	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
18	ПС 110 кВ Кица (ПС 58), Ф-6 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1856-63	А	ТВЛМ-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-00	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-3
19	ПС 110 кВ Кица (ПС 58), Ф-7 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59	А	ТПЛ-10		о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-00	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-3
20	ПС 110 кВ Тайбола (ПС 10), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-127	II	Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		330000	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
21	ПС 110 кВ Тайбола (ПС 10), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-138	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
22	ПС 110 кВ Тайбола (ПС 10), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-128	II	Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		330000	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
23	ПС 110 кВ Тайбола (ПС 10), ввод ВЛ 35 кВ М-61	II	Кт = 0,5 Ктт = 40/5 № 3689-73	А	ТФНД-35М		о о 00 ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	ТФНД-35М
				С	-
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 912-05	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-3

1	2	3		4		5	6	7	8	9
24	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ввод ВЛ 110 кВ Л-137	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
25	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ввод ВЛ 110 кВ Л-139	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
26	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-70	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
27	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-118	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
28	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-119	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
29	ПС 110 кВ Оленегорск 12 (ПС 12), ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Л-110	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
30	ПС 110 кВ Хибины (ПС 60), Т-1, ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
31	ПС 110 кВ Хибины (ПС 60), Т-2, ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10		о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
32	ПС 110 кВ Апатиты (ПС 14), ОРУ 110 кВ, ввод ОЛ-114	н н	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
33	ПС 110 кВ Апатиты (ПС 14), ОРУ 110 кВ, ввод ОЛ-115	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
34	ПС 110 кВ Апатиты (ПС 14), Ф-11 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 9143-01	А	ТЛК10-6		12000	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТЛК10-6
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 18178-99	А В С	НАМИТ-10-2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05L-B-3
35	ПС 110 кВ Африканда (ПС 61), Т-2, ввод 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 800/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10		16000	Активная Реактивная	1,1 2,3	5,5 2,7
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
36	ПС 110 кВ Африканда (ПС 61), Т-1, ввод 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 800/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	16000	Активная Реактивная	1,1 2,3	5,5 2,7
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
37	ПС 110 кВ Африканда (ПС 61), Ф-2 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 1276-59	А	ТПЛ-10		3000	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-B-3
38	ПС 110 кВ Африканда (ПС 61), Ф-1 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 1276-59	А	ТПЛ-10		3000	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05L-B-3

1	2	3		4		5	6	7	8	9
39	ПС 110 кВ Полярные Зори (ПС 62), Т-1 ввод 110 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	220000	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,6 4,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
40	ПС 110 кВ Полярные Зори (ПС 62), Т-2 ввод 110 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		220000	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
41	ПС 110 кВ Белое Море (ПС 48А), ОРУ-110 кВ, ввод Т-1	II	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 ф. А, В: № 23256-05 ф. С: № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		220000	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
42	ПС 110 кВ Белое Море (ПС 48А), ОРУ-110 кВ, ввод Т-2	II	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	220000	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
43	ПС 110 кВ Белое Море (ПС 48 А), КЛ 10 кВ "Фидер связи"	II	Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-03	А	ТЛО-10		о о о	Активная Реактивная	1,0 1,8	2,8 4,0
				В	-
				С	ТЛО-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05L-B-3
44	ПС 110 кВ Жемчужная (ПС 72), Т-1, ввод 10 кВ	II	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10		о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
45	ПС 110 кВ Жемчужная (ПС 72), Т-2, ввод 10 кВ	н н	Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о ci	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,5
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69	А В С	НТМИ-10-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
46	ПС 110 кВ Княжая (ПС 84), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-145	н н	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 ф. А,В: № 24218-03 Ф. С: № 24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4
47	ПС 110 кВ Княжая (ПС 84), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-85	н н	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 16666-97	EA02RAL-P3B-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
48	ПС 110 кВ Ковда (ПС 85), ОРУ 110 кВ, ввод Л-85	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
49	ПС 110 кВ Ковда (ПС 85), ОРУ 110 кВ, ввод Л-86	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
50	ПС 110 кВ Пояконда (ПС 86),ОРУ 110 кВ, ввод Л-86	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
51	ПС 110 кВ Пояконда (ПС 86), ОРУ 110 кВ, ввод Л-87	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
52	ПС 110 кВ Имандра (ПС 13), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-144	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
53	ПС 110 кВ Имандра (ПС 13), ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ Л-146	II	Кт = 0,2S Ктт = 400/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
54	ПС 110 кВ Питкуль (ПС 16), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-114	II	Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
55	ПС 110 кВ Питкуль (ПС 16), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-115	II	Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
56	ПС 110 кВ Питкуль (ПС 16), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-111	II	Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1		о о о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6	7	8	9
57	ПС 110 кВ Питкуль (ПС 16), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Л-112	II	Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	о о о о о о	Активная Реактивная	0,5 1,1	2,0 2,0
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с									±5

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков 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 3 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа как его неотъемлемая часть.

5 Допускается изменение наименования измерительных каналов без изменения объекта измерений. Изменение оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- сила тока, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,87
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- сила тока, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -10 до +35
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от +1 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
электросчетчики ЕвроАЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-327:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000

1	2
yCCB-16HVS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	44000
yCCB-35HVS: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Мурманской области типографским способом.

Комплектность

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчики электроэнергии многофункциональные	ЕвроАЛЬФА	43 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	14 шт.
Трансформаторы комбинированные	STSM-38	12 шт.
Трансформаторы тока	ТБМО-110 УХЛ1	87 шт.
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТЛК10-6	10 шт.
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	4 шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10 УТ2	2 шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	8 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	14 шт.
Трансформаторы тока измерительные	ТФНД-110М	4 шт.
Трансформаторы тока	ТФНД-35М	2 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-35-65	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2 шт.
Трансформаторы напряжения антирезонансные	НАМИ-110 УХЛ1	66 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	4 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57У1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	7 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	4 шт.
Устройства сбора и передачи данных	RTU-327	1 шт.
Методика поверки	МП-312235-036-2018	1 экз.
Формуляр	13526821.4611.114.ЭД.ФО	1 экз.
Технорабочий проект	13526821.4611.114.Т1.01 П4	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-036-2018 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Мурманской области. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 31.08.2018 г.

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/V3...35 кВ, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений;

- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;

- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;

- УСПД RTU-327 (рег. № 41907-09) - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Мурманской области», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы

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

Смотрите также

73070-18

PSPL2600C Генераторы импульсов

Компания "Tektronix, Inc.", США

Генераторы импульсов PSPL2600C (далее - генераторы) предназначены для формирования однократных и повторяющихся импульсных сигналов.

Подробнее

73071-18

TAT Трансформаторы тока встроенные

Фирма "ABB Jiangsu Jingke Instrument Transformer Co., Ltd.", Китай

Трансформаторы тока встроенные TAT (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.

Подробнее

73072-18

Проволочки и ролики

ООО Южно-Уральский Инструментальный Завод "КАЛИБР", г.Челябинск

Проволочки и ролики предназначены для измерений среднего диаметра наружной резьбы, а также толщины зубьев и ширины впадин шлицевых валов и втулок с эвольвентным профилем.

Подробнее

73073-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КНГК-Энерго"

ООО "КНГК-Энерго", г.Краснодар

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КНГК-Энерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Подробнее

73078-18

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная

Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ) предназначена для измерений количества жидкости при поверке (градуировке), контроле и исследовании метрологических характеристик преобразователей массового расхода применяемых на предп...

Подробнее