Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (УО ОАО "РКС-Менеджмент" ООО "Новогор-Прикамье")

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (УО ОАО "РКС-Менеджмент" ООО "Новогор-Прикамье"), 61187-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Ново-гор-Прикамье») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	61187-15
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (УО ОАО "РКС-Менеджмент" ООО "Новогор-Прикамье")
Изготовитель	ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
Год регистрации	2015
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 поступает на второй уровень системы (ИВК) по каналам связи сотового оператора GSM-стандарта.

На уровне ИВК выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с ИВК «ИКМ-Пирамида» АИИС КУЭ ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье»).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается устройством синхронизации времени на основе УСВ-2. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Погрешность хода часов УСВ-2 не более ±10-5 с. УСВ-2 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже, чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. ИВК «ИКМ-Пирамида» во время сеанса связи со счетчиками сличает время в счетчиках электроэнергии. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени счетчиков от ИВК «ИКМ-Пирамида» 0 с. При обнаружении расхождения больше 0 секунд внутреннего времени в счетчике электроэнергии от времени в ИВК «ИКМ-Пирамида» производится синхронизация времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1 ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Mobus.dll

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Г осреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

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

о, е S о Н		Состав измерительного канала
о, е S о Н	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	ИВК, СОЕВ	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ТП-0011 РНС-3 «Гай-ва», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 3, ф. «Очистные»	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
2	ТП-0011 РНС-3 «Гай-ва», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 6, ф. «РНС-1»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
3	ТП-0011 РНС-3 «Гай-ва», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 11, ф. «РНС-2»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»;	активная реактивная
4	ТП-1667 РНС-5 Каляева, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0,4 кВ, ввод Т1	ТШП-0,66 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0	УСВ-2	активная реактивная
5	ТП-1667 РНС-5 Каляева, РУ-0,4 кВ, 2СШ 0,4 кВ, ввод Т2	ТШП-0,66 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
6	ТП-0819 РНС-4 «Камская долина», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 5	ТПЛ-10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
7	ТП-0819 РНС-4 «Камская долина», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 2	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
8	ТП-0819 РНС-4 Камская долина, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 17	ТПЛ-10 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
9	РНС-3 «Парковый», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 8, ф. «КНС-3 ввод-1»	ТЛК-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	НАМИТ-10 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
10	РНС-3 «Парковый», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 15, ф. «КНС-3 ввод-2»	ТОЛ-10 УТ2 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 ТОЛ10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	НАМИТ-10 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
11	РНС-3 «Парковый», РУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 20, Ф. «КНС-3 ввод-3»	ТПЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 800/5 Кл.т. 0,5	НАМИТ-10 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
12	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 20, КЛ-6 кВ в сторону ТП-0313(5)	ТОЛ10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
13	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 16, ф. «Связь-1»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
14	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 8, ф. «ГНС-5 ввод-1»	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 800/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
15	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 9, ф. «ГНС-5 ввод-2»	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 800/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
16	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 15, ф. «Связь-2»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
17	ПС ГНС «Правый берег», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 2	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 ТПЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
18	ГНС-4 «Хмели», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 4, ф. «Насосная-4 вв. 1»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 ТПЛ-10-М Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
19	ГНС-4 «Хмели», РУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 15, ф. «Насосная-4 вв. 2»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
20	ПС «Гляденово», ВНС-1, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 2, ввод 6 кВ Т-1	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 1500/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
21	ПС «Гляденово», ВНС-1, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 12, ввод 6 кВ Т-2	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 1500/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
22	ПС «Гляденово», ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ Гляденово -Красава	ТВЭ-35 УХЛ2 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-35 УХЛ1 Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,5	А1805RL-P4GВ-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
23	ПС «Гляденово», ОРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ Гляденово -Аэропорт	ТВЭ-35 УХЛ2 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-35 УХЛ1 Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,5	А1805RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
24	РНС-2 «Мотовилиха», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13, ввод 1	ТПЛ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
25	РНС-2 «Мотовилиха», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 10, ввод 2	ТПЛ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
26	ПС ГНС «Правый берег», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 6, ф. 604	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
27	ПС ГНС «Правый берег», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 11, ф. 611	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
28	ТП-0011 РНС-3 «Гай-ва», вывод НН трансформатора ТМ-400 кВА, КЛ-0,4 кВ	ТТИ Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
29	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 18, ф. «Фуд Трейд-1»	ТОЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл.т. 0,5S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
30	ГНС-5 «Вишерская», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 19, ф. «Фуд Трейд-2»	ТОЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
31	ПС «Гляденово», ВНС-1 РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 31, КЛ-6 кВ	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
32	ПС «Гляденово», ВНС-2 РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 1.1, КЛ-6 кВ ф. «Перспектива»	ТОЛ-10-I Коэф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
33	КНТП-3, Т-1, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО «Заполье»	ТШП-0,66 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
34	КНТП-3, Т-2, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО «Заполье»	ТОП-0,66 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
35	БКТП ИП Игонин, РУ-0,4 кВ, 1СШ, ввод 0,4 кВ Т-1	TCH Коэф. тр. 1200/5 Кл.т. 0,2S	-	Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN Кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
36	БКТП ИП Игонин, РУ-0,4 кВ, 2СШ, ввод 0,4 кВ Т-2	TCH Коэф. тр. 1200/5 Кл.т. 0,2S	-	Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN Кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
37	ПС «Заполье» КТП «Колбасный цех», Т-1, РУ-0,4 кВ, ввод ООО «Г арант плюс»	ТШП-0,66 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
38	ПС «Заполье» КТП «Колбасный цех», Т-1, РУ-0,4 кВ, ввод ОЗЖ «Доброе сердце»	ТОП-0,66 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
39	ПС «Заполье» КТП «Колбасный цех», Т-2, РУ-0,4 кВ, ввод ООО «Г арант плюс»	ТШП-0,66 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
40	ПС «Заполье» КТП «Колбасный цех», Т-2, РУ-0,4 кВ, ввод ОЗЖ «Доброе сердце»	ТОП-0,66 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
41	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 15, ф. 29	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
42	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 17, ф. 31	ТПЛ-10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
43	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 21, ф. 35	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
44	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 23, ф. 33	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
45	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 25, ф.27	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
46	ПС «Река», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 27, ф. «Подъем-1 ввод 5»	ТОЛ-10 Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
47	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 8, ф.32	ТПЛ-10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
48	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 10, ф.30	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
49	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 18, ф.36	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
50	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 20, ф. 34	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
51	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 22, ф. 28	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
52	ПС «Река», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 26, ф. «Подъем-1 ввод 4»	ТОЛ-10 Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5S	НАМИ-10-95 УХЛ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
53	ПС «Рассохинская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 28, ф. «Озонирование-1»	ТОЛ-10 УТ2 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	НОЛ.08-6УТ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
54	ПС «Рассохинская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 27, ф. «Подъем-1 ввод 1»	ТОЛ10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	НОЛ.08-6УТ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
55	ПС «Рассохинская», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. № 23, ф. «Подъем-1 ввод 3»	ТОЛ-10- I Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5S	НОЛ.08-6УТ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
56	ПС «Рассохинская», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 20, ф. «Подъем-1 ввод 2»	ТОЛ-10- I Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5S	НОЛ.08-6УТ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
57	ПС «Рассохинская», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. № 19, ф. «Озонирование-2»	ТОЛ-10 УТ2 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	НОЛ.08-6УТ2 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
58	ТП-608 НС 2 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 5, КЛ-6 кВ ф. «Землячки»	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛП Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
59	ТП-608 НС 2 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ ф. «БКВ»	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛП Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
60	ТП-608 НС 2 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 20, КЛ-6 кВ от ТП-2070	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛП Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
61	ТП-830 НС «Центральная подзона», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 7. ф. «Насосная-1»	ТПЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 ТПЛ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
62	ТП-830 НС «Центральная подзона», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 10, ф. «Насосная-2»	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
63	ТП-830 НС «Центральная подзона», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ от ТП-0055	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
64	ТП-603 НС «Южная», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 7, ф. «Насосная Южная»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
65	ТП-603 НС «Южная», РУ-6 кВ, 3СШ 6 кВ, яч. 22, ф. «Городской»	ТПЛ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
66	ТП-603 НС «Южная», РУ-6 кВ, 3СШ 6 кВ, яч. 20, КЛ-6 кВ от ТП-6091	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
67	ТП-603 НС «Южная», РУ-6 кВ, 3СШ 6 кВ, яч. 19, КЛ-6 кВ от ТП-6041	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
68	ТП-0896 НС «Заречная», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 10, ф. «Насос-ная-3»	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S	НТМИ-6-66 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
69	ТП-0896 НС «Заречная», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 9, ф. «Насос-ная-1»	ТПЛ-10-М (ф.А и В) Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 ТПЛМ-10 Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5	НТМИ-6-66 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
70	ТП-0896 НС «Заречная», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 4, ф. «Насос-ная-2»	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5S	НТМИ-6-66 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
71	ЩУ 0, 4 кВ БССС	-	-	Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1/2		активная реактивная
72	ТП-116 НС 1 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 10 Ввод 1	ТЛК10-5 (ф.А и С) Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 ТОЛ10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
73	ТП-116 НС 1 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 3 Ввод 2	ТЛК10-5 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
74	ТП-116 НС 1 подъема БКВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 4 Ввод 3	ТЛК10-5 (ф.А и С) Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 ТОЛ10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
75	РП 6 кВ в/з № 1, 1СШ 6 кВ, яч. 4, КЛ-6 кВ в сторону ТП-75 (КОС), трансформатор-1, ввод-1	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
76	РП 6 кВ в/з № 1, 2 СШ 6 кВ, яч. 15, КЛ-6 кВ в сторону ТП-75 (КОС), трансформатор-2, ввод-2	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
77	ТП-4 НС 1 подъем п. Н.Ляды, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 3, ф. 8	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»;	активная реактивная
78	ТП-4 НС 1 подъем п. Н.Ляды, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 2, ф. 3	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	УСВ-2	активная реактивная
79	ЩО 0,4 кВ ж/д переезда 1 км	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная
80	ЩУ 0, 4 кВ СНТ «Железнодорожник»	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная
81	ТП-4 НС 1 подъем п. Н.Ляды, РУ-0,4 кВ, ШР-2, КЛ-0,4 кВ ООО «Яхт клуб «Вороновка»	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
82	ТП-4 НС 1 подъем п. Н.Ляды, РУ-0,4 кВ, щит н/н, ВЛ-0,4 кВ ООО «Утес»	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
83	ТП-4 НС 1 подъем п. Н.Ляды, РУ-0,4 кВ, ЩСН, гр. 2, КЛ-0,4 кВ в сторону жилого дома Г ильмияновой Т. С.	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная
84	РЩ 0,4 кВ Котельной, Р-100, КЛ-0,4 кВ коллективный сад № 97 «Благодать-1»	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная
85	ТП-1, щит н/н, 2СШ 0,4 кВ, Р-100, КЛ-0,4 кВ СНТ № 96 «Родник-2»	ТОП-0,66 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
86	ТП-1, щит н/н, 1СШ 0,4 кВ, Р-100, КЛ-0,4 кВ ГСК-71 «Авангард»	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная
87	ТП-2, щит н/н, 2СШ 0,4 кВ, Р-100, КЛ-0,4 кВ СНТ № 91 «Росинка»	ТОП-0,66 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.17 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
88	ТП-0896 НС «Заречная», РУ-0,4 кВ, панель № 4, щит 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ стройплощадка	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1/2		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
89	ТП-0040 НС «Северная», РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 2, ввод Т1	ТПЛМ-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 ТПЛ-10-М Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
90	ТП-0040 НС «Северная», РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 7, ввод Т2	ТПЛ-10-М Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
91	КНС-5 «Крохолева», РУ-6 кВ, 1СШ, яч.5, Ввод 1	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0	ИВК «ИКМ-Пирамида»; УСВ-2	активная реактивная
92	КНС-5 «Крохолева», РУ-6 кВ, 2СШ, яч.11, Ввод 2	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная
93	КНС-5 «Крохолева», РУ-6 кВ, 2СШ, яч.12, Ввод 3	ТПОЛ 10 Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ.06 Коэф. тр. 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05МД.13 Кл.т. 0,5 S/1,0		активная реактивная

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, %			Г раницы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, %
		cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5	cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1; 7; 26; 29; 30-32; 41; 45; 46; 52; 55; 56; 59; 60; 66-68; 70; 75; 76; 90; 93 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)	[^<^<1,21^	1,2	1,4	2,3	2,1	2,2	2,9
	0,21н1<11<[н1	1,2	1,4	2,3	2,1	2,2	2,9
	0,11н1<11<0,21н1	1,4	1,7	3,0	2,3	2,4	3,5
	0,051н1<11<0,11н1	1,4	1,7	3,0	2,3	2,4	3,5
	0,021н1<11<0,051н1	2,5	3,0	5,5	3,1	3,5	5,8
2; 3; 6; 8-21; 24; 25; 27; 42-44; 4751; 53; 54; 57; 58; 61-65; 69; 72-74; 77; 78; 89; 91; 92 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)	1н1<11<1,21н1	1,2	1,4	2,3	2,1	2,2	2,9
	0,21н1<11<1н1	1,4	1,7	3,0	2,3	2,4	3,5
	0,11н1<11<0,21н1	2,4	2,9	5,4	2,9	3,4	5,7
	0,051н1<11<0,11н1	2,4	2,9	5,4	2,9	3,4	5,7
4; 5; 28; 33; 34; 37-40; 85; 87 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)	1н1<11<1,21н1	1,0	1,1	1,9	2,0	2,1	2,6
	0,21н1<11<1н1	1,3	1,5	2,7	2,2	2,3	3,2
	0,11н1<11<0,21н1	2,3	2,8	5,3	2,9	3,3	5,6
	0,051н1<11<0,11н1	2,3	2,8	5,3	2,9	3,3	5,6
22; 23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)	1н1<11<1,21н1	1,2	1,4	2,3	2,1	2,2	2,9
	0,21н1<11<1н1	1,2	1,4	2,3	2,1	2,2	2,9
	0,11н1<11<0,21н1	1,4	1,7	3,0	2,3	2,4	3,5
	0,051н1<11<0,11н1	1,7	1,9	3,1	2,4	2,6	3,6
	0,021н1<11<0,051н1	2,5	3,0	5,5	3,1	3,5	5,8
35; 36 (ТТ 0,2S; Сч 0,5S)	1н1<11<1,21н1	0,7	0,7	0,9	1,9	1,9	2,0
	0,21н1<11<1н1	0,7	0,7	0,9	1,9	1,9	2,0
	0,11н1<11<0,21н1	0,8	0,8	1,1	1,9	1,9	2,1
	0,051н1<11<0,11н1	1,2	1,2	1,4	2,1	2,1	2,3
	0,021н1<11<0,051н1	1,5	1,6	2,2	2,3	2,3	2,8
71 (Сч 1,0)	0,2Iн1<I1<Imax	1,0	1,0	1,0	3,3	3,3	3,3
	0,11н1<11<0,21н1	1,5	1,5	1,5	3,5	3,5	3,5
	0,051н1<11<0,11н1	1,5	1,5	1,5	3,5	3,5	3,5
79-84; 86; 88 (Сч 1,0)	0,2Iн1<I1<Imax	1,0	1,0	1,0	3,3	3,3	3,3
	0,11н1<11<0,21н1	1,0	1,0	1,0	3,3	3,3	3,3
	0,051н1<11<0,11н1	1,5	1,5	1,5	3,5	3,5	3,5

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, %			Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, %
		cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5	cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1; 7; 26; 29; 30-32; 41; 45; 46; 52; 55; 56; 59; 60; 66-68; 70; 75; 76; 90; 93 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)	[^<^<1,21^	2,7	2,1	1,5	4,4	4,0	3,8
	0,21н1<[1<[н1	2,7	2,1	1,5	4,4	4,0	3,8
	0,11н1<[1<0,21н1	3,6	2,6	1,8	5,0	4,3	3,9
	0,051н1<[1<0,11н1	3,6	2,6	1,8	5,0	4,3	3,9
	0,021н1<[1<0,051н1	6,5	4,6	3,0	7,4	5,8	4,5
2; 3; 6; 8-21; 24; 25; 27; 42-44; 4751; 53; 54; 57; 58; 61-65; 69; 72-74; 77; 78; 89; 91; 92 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)	1н1<[1<1,21н1	2,7	2,1	1,5	4,4	4,0	3,8
	0,21н1<[1<1н1	3,6	2,6	1,8	5,0	4,3	3,9
	0,11н1<[1<0,21н1	6,4	4,4	2,7	7,3	5,6	4,4
	0,051н1<[1<0,11н1	6,4	4,4	2,7	7,3	5,6	4,4
4; 5; 28; 33; 34; 37-40; 85; 87 (ТТ 0,5; Сч 1,0)	1н1<[1<1,21н1	2,3	1,8	1,3	4,2	3,9	3,7
	0,21н1<[1<1н1	3,3	2,4	1,6	4,8	4,2	3,8
	0,11н1<[1<0,21н1	6,3	4,3	2,6	7,1	5,5	4,3
	0,051н1<[1<0,11н1	6,3	4,3	2,6	7,1	5,5	4,3
22; 23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)	1н1<[1<1,21н1	2,7	2,1	1,5	3,3	2,7	2,3
	0,21н1<[1<1н1	2,8	2,1	1,5	3,5	2,9	2,4
	0,11н1<[1<0,21н1	3,8	2,7	1,9	4,6	3,5	2,8
	0,051н1<[1<0,11н1	4,0	2,9	2,0	5,4	4,1	3,2
	0,021н1<[1<0,051н1	7,5	5,3	3,4	9,9	7,2	5,1
35; 36 (ТТ 0,2S; Сч 1,0)	1н1<[1<1,21н1	1,3	1,2	1,1	3,7	3,7	3,6
	0,21н1<[1<1н1	1,3	1,2	1,1	3,7	3,7	3,6
	0,11н1<[1<0,21н1	1,5	1,3	1,2	3,8	3,7	3,7
	0,051н1<[1<0,11н1	2,0	1,8	1,7	4,0	3,9	3,9
	0,021н1<[1<0,051н1	2,7	2,2	1,9	4,4	4,1	4,0
71 (Сч 2,0)	0,21н1<[1<1тах	2,0	2,0	2,0	6,4	6,4	6,4
	0,11н1<[1<0,21н1	2,5	2,5	2,5	6,6	6,6	6,6
	0,051н1<[1<0,11н1	2,5	2,5	2,5	6,6	6,6	6,6
79-84; 86; 88 (Сч 2,0)	0,21н1<[1<1тах	2,0	2,0	2,0	6,4	6,4	6,4
	0,11н1<[1<0,21н1	2,0	2,0	2,0	6,4	6,4	6,4
	0,051н1<[1<0,11н1	2,5	2,5	2,5	6,6	6,6	6,6

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 50 °С; счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 60 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчики ПСЧ-4ТМ.05МД (Госреестр №51593-12) - среднее время наработки до отказа не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) - среднее время наработки до отказа не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- электросчётчик А1800 (Госреестр №31857-06) - среднее время наработки до отказа не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- электросчётчик Меркурий 230 (Госреестр №23345-07) - среднее время наработки до

отказа не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 ИВК «ИКМ-Пирамида»:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

- электросчетчика;

- ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- электросчетчики СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- электросчетчики А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 300 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

- электросчетчики Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 85 суток;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	№ Г осреестра	Количество, шт.
1	2	3	4
Трансформатор тока	ТВЭ-35 УХЛ2	13158-04	6
Трансформатор тока	ТПЛ-10	1276-59	30
Трансформатор тока	ТЛК-10	9143-06	2
Трансформатор тока	ТОЛ-10 УТ2	6009-77	5
Трансформатор тока	ТОЛ 10	7069-02	7
Трансформатор тока	ТПЛ-СЭЩ-10	38202-08	3
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	1261-02	48
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-06	4
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	15128-07	6
Трансформатор тока	ТОЛ-10	47959-11	4
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	2363-68	4
Трансформатор тока	ТЛК10-5	9143-01	6
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	22192	23
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	47958-11	4
Трансформатор тока	ТТИ	28139-12	3
Трансформатор тока	ТШП-0,66	47957-11	15
Трансформатор тока	ТОП-0,66	47959-11	15
Трансформатор тока	TCH	26100-03	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП	23544-02	6
Трансформатор напряжения	НОЛ.08-6УТ2	3345-04	4
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	20186-00	2
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	19813-00	2
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	16687-02	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	3344	53
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МД.01	51593-12	34
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МД.13	51593-12	31
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МД.17	51593-12	11
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МД.25	51593-12	8
Счётчик электрической энергии многофункциональный	А1805RL-P4GВ- DW-4	31857-06	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	А1805RL-P4G- DW-4	31857-06	1

1	2	3	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02М.07	36697-08	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	36697-08	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN	23345-07	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Меркурий 230 ART-01 PQRSIN	23345-07	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	41681-10	1
Информационновычислительный комплекс	«ИКМ-Пирамида»	45270-10	1
Методика поверки	-	-	1
Паспорт-Формуляр	-	-	1

Поверка

осуществляется по документу МП 61187-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.

Перечень основных средств 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»;

- 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 ПСЧ-4ТМ.05МД - по документу ИЛГШ.411152.177 РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МД. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03 сентября 2012 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Методика поверки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

- счетчиков А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утверждённым ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.

- счетчиков Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счеьчики электрической энергии трёхфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31 августа 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

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

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измереительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье») для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Энергопрогноз» (УО ОАО «РКС-Менеджмент» ООО «Новогор-Прикамье»)

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

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Номер в ГРСИ РФ:

61187-15

Производитель / заявитель:

ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир

Год регистрации:

2015

Заказать поверку

Похожие СИ