Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 87 220/10 кВ "Щедрино" ("Заболотье")
- ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:51243-12
- 28.04.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 87 220/10 кВ "Щедрино" ("Заболотье")
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2012 |
| Дата протокола | Приказ 775 п. 06 от 21.09.2012 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 48170 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 87 220/10 кВ «Щедрино» («Заболотье») (далее — АИИС КУЭ «Щедрино») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, обеспечения эффективного автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии, осуществления сбора, обработки, хранения и отображения информации параметров электропотребления, поступающих от цифровых счетчиков коммерческого учета электроэнергии и регистрации параметров потребления, а также для передачи информации в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «ОЭК», и предоставление доступа со стороны ОАО «МОЭСК», ОАО «АТС», ОАО «Мосэнергосбыт» и смежных сетевых организаций.
Описание
АИИС КУЭ «Щедрино» является трехуровневой системой с распределенной функцией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных.
АИИС КУЭ «Щедрино» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), выполняющие функции проведения измерений электроэнергии, включающие: измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии серии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производства ОАО «ННПО имени М.В.Фрунзе»;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ «Щедрино», выполняющий функции консолидации информации по данной электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 производства ООО «Эльстер-Метроника», источник бесперебойного питания, а так же коммуникационное оборудование и каналы связи для организации информационного обмена между уровнями системы. Непосредственно на ПС «Щедрино» установлены технические средства уровней ИИК, ИВКЭ.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Щедрино», включающий в себя: коммуникационное оборудование и компьютеры, предназначенные для выполнения функций сбора и хранения данных, а также автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) обеспечивающие пользовательский интерфейс, в том числе печать отчетов.
Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК.
Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру.
Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
МК управляет работой устройства индикации с целью отображения измеренных данных. Режим индикации может изменяться посредством кнопок клавиатуры управления.
Сбор информации со счетчиков осуществляется по запросу ИВКЭ. Каналы связи между ИВКЭ и ИИК организованы следующим образом: счетчики подключены при помощи интерфейса RS-485 к Ethernet-серверу, далее через коммутатор сети Ethernet к УСПД.
Опрос ИВКЭ со стороны ИВК производится в автоматическом режиме или по запросу оператора. Вся информация поступает в ИВК в электронном виде. К УСПД через коммутатор сети Ethernet подключено АРМ. Сбор информации с ИВКЭ осуществляется по запросу ИВК. Между ИВКЭ и ИВК организовано два канала связи на основе сотовой сети стандарта GSM одного оператора связи.
Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации автоматически производится программным обеспечением в составе ИВК ЦСОИ ОАО «ОЭК». На компьютерном оборудовании ИВК выполняется накопление, хранение, резервное копирование измерительной информации, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
На АРМ операторов системы выполняется мониторинг измерительной информации, анализ, печать отчетных форм. Передача данных из АИИС КУЭ «Щедрино» в смежные сетевые организации осуществляется по электронной почте.
Поддержание единого системного времени уровней ИИК, ИВКЭ осуществляется посредством приемника сигналов точного времени УССВ, подключенного к УСПД. УСПД автоматически синхронизируется при помощи УССВ не менее одного раза в сутки по сигналам точного времени системы GPS при помощи GPS-приемника УССВ-35 HVS. Синхронизация времени уровня ИИК осуществляется от уровня ИВКЭ. Имеется возможность синхронизации времени уровня ИВКЭ от ЦСОИ.
Синхронизация УСПД происходит при превышении разности времени, полученного от УССВ и времени УСПД по абсолютному значению более чем на 2 секунды. При опросе УСПД устанавливает в счетчиках точное время в случае превышения разности времени УСПД и счетчика более чем на 2 секунды. Синхронизация счетчиков от ИВКЭ производится один раз в сутки, автоматически.
В нормальном режиме работы ИИК, ИВКЭ участие оператора для выполнения функция АИИС КУЭ «Щедрино» не требуется. Все функции выполняются автоматически.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 3-х и 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, параметров электрической сети
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин;
- автоматическое выполнение измерений времени;
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников договорных отношений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
лист №3
всего листов 16
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Щедрино».
Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирования
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения системы входит ПО "Альфа-Центр" из состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр», утвержденного типа (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений № 44595-10).
Программное обеспечение «Альфа-Центр» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из следующих основных компонентов и модулей: программа — планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей), драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД, драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД, драйвер работы с БД, библиотека шифрования пароля счетчиков, библиотека сообщении планировщика опросов.
Предусмотрены меры защиты ПО от преднамеренного и непреднамеренного изменения:
лист №4
всего листов 16
- пользователь не имеет возможность обновления или загрузки новых версий ПО без фиксации в журнале событий;
- без нарушения целостности конструкции и заводских пломб невозможно удаление запоминающего устройства, или его замена другим устройством;
- в процессе работы невозможно ввести данные измерений, полученные вне измерительных компонентов системы;
- обеспечена защита программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа
Защита программы от непреднамеренных воздействий обеспечивается функциями резервного копирования.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов системы и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 1 Метрологически значимые модули ПО
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Программа — планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | версия 12 | 24dc80532f6d9391 dc47f5dd7a a5df37 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | версия 12 | 783elab6f99a5a7ce 4c6639bf7 ea7d35 | MD5 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | версия 12 | 3408aba7e4f90b8a e22e26cdlb360e98 | MD5 |
| Драйвер работы с БД | cdbora2.dll | версия 12 | 0ad7e99fa26724e6 5102e215750c655a | MD5 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | cncryptdll.dll | версия 12 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8 d0572c | MD5 |
| Библиотека сообщении планировщика опросов | alphamess.dll | версия 12 | Ь8с331аЬЬ5е34444 170eee9317635cd | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические характеристики (МХ) АИИС КУЭ «Щедрино» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
| Количество точек учета, шт. | 95 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Параметр | Значение |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4; 10; 220 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,1; 0,3; 0,5; 0,6; 1,0; 1,5; 3,0 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100; 380 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электроэнергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С - компьютерное оборудование ИВК и АРМ, °С | от 10 до 40 от 10 до 40 от 15 до 30 |
| Г абаритные размеры: - шкаф УССВ, мм, не более; - шкаф УСПД, мм, не более; - счетчик электроэнергии, мм, не более. | 400 х 330 х 250 600 х 1060 х 2050 330 х 170 х 80,2 |
| Масса: - шкаф УССВ, кг, не более; - шкаф УСПД, кг, не более; - счетчик электроэнергии, кг, не более. | 7,5 250 1,6 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ «Щедрино» с указанием наименований точек учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, номеров регистрации средств измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, представлен в таблице 3.
Таблица 3
| № ИК | Наименование объекта учета | Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик электроэне ргии | УСПД | Вид электроэнергии, Актив/Реактив | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 | JK ELK CN-14- 560 1000/1 0,2S 28839-05 | STE 1/245 220000/^3/100/^3 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 |
| 2 | ВЛ 220 кВ ТЭЦ-27 | JK ELK CN-14-560 1000/1 0,2S 28839-05 | STE 1/245 220000/^3/100/^3 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ШСЭВ 220 кВ | JK ELK CN-14- 560 1000/1 0,2S 28839-05 | STE 1/245 220000/^3/100/^3 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 |
| 4 | Т1 220кв | JK ELK CN-14-560 500/1 0,2S 28839-05 | STE 1/245 220000/^3/100/^3 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 |
| 5 | Т2 220кВ | JK ELK CN-14-560 500/1 0,2S 28839-05 | STE 1/245 220000/^3/100/^3 0,2 33111-06 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 |
| 6 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №102 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 7 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №103 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 12 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №110 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 13 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №111 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 14 | КРУ-10 кВ, ТДГР-1, яч. №112 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 15 | КРУ-10 кВ, ТСН-1, яч. №113 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 16 | КРУ-10 кВ, ввод 1 сек. от Т1, яч. №115 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 17 | КРУ-10 кВ, СВ-2, яч. №201 | ТОЛ-10-1-8-У2 1500/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 18 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №202 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 19 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №203 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 20 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №204 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 21 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №205 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 22 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №206 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 23 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №209 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 24 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №210 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 25 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №211 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 26 | КРУ-10 кВ, ТДГР-2, яч. №212 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 27 | КРУ-10 кВ, ввод 2 сек. от Т2, яч. №214 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 28 | КРУ-10 кВ, фидер 26023а, яч. №302 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 29 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №303 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 30 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №304 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 31 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №305 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 32 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №306 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 33 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №309 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 34 | КРУ-10 кВ, фидер 21031в, яч. №310 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 35 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №311 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 36 | КРУ-10 кВ, ТДГР-3, яч. №312 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 37 | КРУ-10 кВ, ввод 3 сек. от Т1, яч. №313 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 38 | КРУ-10 кВ, СВ-4, яч. №401 | ТОЛ-10-1-8-У2 1500/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 39 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №402 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 40 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №403 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 41 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №404 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 42 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №405 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 43 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №406 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 44 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №409 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 45 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №410 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 46 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №411 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 47 | КРУ-10 кВ, ТДГР-4, яч. №412 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 48 | КРУ-10 кВ, ввод 4 сек. от Т2, яч. №414 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 49 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №502 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 50 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №503 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 51 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №504 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 52 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №505 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 53 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №506 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 54 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №509 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 55 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №510 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 56 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №511 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 57 | КРУ-10 кВ, ТДГР-5, яч. №512 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 58 | КРУ-10 кВ, ввод 5 сек. от Т1, яч. №514 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 59 | КРУ-10 кВ, СВ-6, яч. №601 | ТОЛ-10-1-8-У2 1500/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 60 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №602 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 61 | КРУ-10 кВ, фидер 26023 в, яч. №603 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 62 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №604 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 63 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №605 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 36697-08 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 64 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №606 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 65 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №609 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 66 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №610 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 67 | КРУ-10 кВ, фидер 20087, яч. №611 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 68 | КРУ-10 кВ, ТСН-2, яч. №612 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 69 | КРУ-10 кВ, ТДГР-6, яч. №613 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 70 | КРУ-10 кВ, ввод 6 сек. от Т2, яч. №615 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 71 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №702 | ТОЛ-10-1-8-У2 1500/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 72 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №703 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 73 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №704 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 74 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №705 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 75 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №706 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 76 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №709 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 77 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №710 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 78 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №711 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 79 | КРУ-10 кВ, ТДГР-7, яч. №712 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 80 | КРУ-10 кВ, ввод 7 сек. от Т1, яч. №714 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 81 | КРУ-10 кВ, СВ-8, яч. №801 | ТОЛ-10-1-8-У2 1500/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 82 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №802 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 83 | КРУ-10 кВ, фидер 26176, яч. №803 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 84 | КРУ-10 кВ, фидер 17077, яч. №804 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 85 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №805 | ТОЛ-10-1-8-У2 1000/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 86 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №806 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 87 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №809 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 88 | КРУ-10 кВ, фидер 21031а, яч. №810 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 89 | КРУ-10 кВ, линия 10кВ, яч. №811 | ТОЛ-10-1-8-У2 600/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 90 | КРУ-10 кВ, ТДГР-8, яч. №812 | ТОЛ-10-1-8-У2 300/5 0,2S 15128-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 91 | КРУ-10 кВ, ввод 8 сек. от Т2, яч. №813 | ТЛШ-10У3 3000/5 0,2S 11077-07 | НОЛ.08-10УТ2 10000/^3/100/^3 0,5 3345-09 | СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
| 92 | Панель 3Н 1 секция, проходная, 0, 4 кВ | T-0,66 У3 100/5 0,5 22656-07 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 1,0 ± 1,5 | ± 5,6 ± 6,3 |
| 93 | Панель 4Н, ввод 1 сек. 0,4 кВ от ТСН-1 | ТШ-0,66 1500/5 0,5 28649-05 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 1,0 ± 1,5 | ± 5,6 ± 6,3 |
| 94 | Панель 6Н, ввод 3 сек. 0,4 кВ от ТСН-3 | ТШ-0,66 1500/5 0,5 28649-05 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 1,0 ± 1,5 | ± 5,6 ± 6,3 |
| 95 | Панель 8Н, ввод 2 сек. 0,4 кВ от ТСН-2 | ТШ-0,66 1500/5 0,5 28649-05 | прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 27524-04 | RTU-325 37288-08 | А Р | ± 1,0 ± 1,5 | ± 5,6 ± 6,3 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Щедрино»:
- напряжение питающей сети: напряжение (0,98-'1,02)^ином, ток (1- 1,2)Тном, cos<p=0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Щедрино»:
- Напряжение питающей сети (0,9-1,1) •ином, сила тока (0,01-1,2) •1ном,
0,5 инд. < coso < 0.8 емк.;
- температура окружающей среды: от 10 °С до 40 °С (для компьютерного оборудования от 15 до 30 °С);
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена других компонентов системы на однотипные, имеющие технические характеристик не хуже приписанных компонентам системы и совместимых для работы с другими компонентами системы. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ «Щедрино» как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Щедрино» основных компонентов системы:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УССВ среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- GSM модем среднее время наработки на отказ не менее 2198060 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «Щедрино» от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков имеют устройства для пломбирования;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Наличие фиксации в журнале событий счетчика событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД, сервере (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - не менее 35 суток по каждому каналу измеренной энергии, до 5 лет при отключении питания, при температуре 25 °С;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится сверху справа на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Кол. (комплект) |
| 1 Комплект оборудования уровня ИИК | 1 |
| 2 Шкаф устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | 1 |
| 3 Шкаф УССВ | 1 |
| 4 Шкаф серверный | 1 |
| 5 Автоматизированное рабочее место (АРМ) | 1 |
| 6 Методика поверки | 1 экз. |
| 7 Паспорт-формуляр | 1 экз. |
| 8 Программное обеспечение, на компакт-диске | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51243-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 87 220/10 кВ «Щедрино» («Заболотье»). Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.
Поверка средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется:
- измерительных трансформаторов напряжения типа STE1/245 и НОЛ.08-10УТ2 по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками соответственно 4 года (STE1/245) и 8 лет (НОЛ.08-10УТ2);
- измерительных трансформаторов тока типа JK ELK CN14, ТОЛ-10-I, ТЛШ-10, Т-0,66, ТШ-0,66 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (ТОЛ-10-I, ТЛШ-10) и 4 года (JK ELK CN14, Т-0,66, ТШ-0,66);
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.09 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, с интервалами между поверками 10 лет и СЭТ-4ТМ.03М по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, с интервалами между поверками 12 лет;
- устройства сбора и передачи данных RTU - 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» с интервалами между поверками 6 лет.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов напряжения, предусмотренные ГОСТ 8.216-88;
- измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.09 в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
- устройства сбора и передачи данных RTU - 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), абсолютная погрешность ± 1 мкс;
- термогигрометр электронный «Center» модель 315, диапазон измерений от минус 20 до плюс 60 °С, абсолютная погрешность ±0,8 °С, относительной влажности воздуха от 0 до 99 %, абсолютная погрешность ±3,0 %.
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений представлен в Инструкции по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии класса точности 0,2S и 0,5S».
Гост 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обеспечения и определение её уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Техническая документация на АИИС КУЭ «Щедрино».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.