Сведения о средстве измерений: 75468-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ

Номер по Госреестру СИ: 75468-19
75468-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ
( )

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Ефремовской ТЭЦ, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 09.09.2019
Срок свидетельства -
Номер записи - 172659
ID в реестре СИ - 718294
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

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

Модификации СИ

Нет модификации,

Производитель

Изготовитель - Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Владимир
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -

Статистика

Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ ( )

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

Все средства измерений Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
75678-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Алексинской ТЭЦ,
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии») (РОССИЯ г. Владимир)
ОТ
МП
4 года
75468-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ,
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии») (РОССИЯ г. Владимир)
ОТ
МП
4 года

Добровольная сертификация осуществляется по инициативе заявителя на условиях договора между заявителем и органом по сертификации для установления соответствия национальным стандартам, стандартам организаций, системам добровольной сертификации, условиям договоров. Объектами добровольной сертификации могут быть продукция, процессы производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, работы и услуги, а также иные объекты, в отношении которых стандартами, системами добровольной сертификации и договорами устанавливаются требования. Добровольная сертификация осуществляется в рамках системы добровольной сертификации.

Лицо или лица, создавшие систему добровольной сертификации, устанавливают перечень объектов, подлежащих сертификации, и их характеристик, на соответствие которым осуществляется добровольная сертификация, правила выполнения предусмотренных данной системой добровольной сертификации работ и порядок их оплаты, определяют участников данной системы добровольной сертификации.

В соответствии с Положением о Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 294, Росстандарт осуществляет ведение единого реестра зарегистрированных систем добровольной сертификации.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ ( )

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
АО ГК "СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ"
(РОСС RU.0001.310043)
  • 1 0 0 0 0 0 0
    АО ГК "СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ"
    (RA.RU.312308)
  • Нет модификации
  • 1 1 0 0 0 0 0

    Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ ( )

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

    Программное обеспечение

    В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

    Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    Идентификационное наименование ПО

    ПО «Пирамида 2000»

    Номер версии (идентификационный номер) ПО

    не ниже 3.0

    Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll

    e55712d0b1b219065d63da949114dae4

    CalcLeakage.dll

    b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

    CalcLosses.dll

    d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

    Metrology.dll

    52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

    ParseBin.dll

    6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

    ParseIEC.dll

    48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

    ParseModbus.dll

    c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

    ParsePiramida.dll

    ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

    SynchroNSI.dll

    530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

    VerifyTime.dll

    1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа

    наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ типографским способом.


    Сведения о методиках измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений

    приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Ефремовской ТЭЦ (АИИС КУЭ Ефремовской ТЭЦ), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312308.


    Нормативные и технические документы

    Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ

    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.

    Изготовитель

    Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
    (АО ГК «Системы и Технологии»)
    ИНН: 3327304235
    Адрес: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение. 27 Тел.: (4922) 33-67-66
    Факс: (4922) 33-67-66
    E-mail: st@sicon.ru

    Испытательный центр

    Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)
    Место нахождения: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
    Адрес юридического лица: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27

    АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

    АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

    • 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

    • 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее -УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

    • 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

    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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

    На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.

    Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

    АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

    Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется периодически (1 раз в 1 час). При наличии любого расхождения производится синхронизация шкалы времени сервера со шкалой времени УССВ.

    Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется периодически (1 раз в 4 часа). При расхождении шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±1,5 с и более производится синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ.

    Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 си более, производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД, но не чаще одного раза в сутки.

    Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.

    Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.


    В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

    Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

    Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

    Наименование

    Обозначение

    Рег. №

    Количество, экз.

    1

    2

    3

    4

    Трансформатор тока

    ТПШЛ-10

    1423-60

    2

    Трансформатор тока

    ТШЛ 20

    1837-63

    4

    Трансформатор тока

    ТПЛ-10с

    29390-05

    2

    Окончание таблицы 6

    1

    2

    3

    4

    Трансформатор тока

    ТПЛ-10

    1276-59

    2

    Трансформатор тока

    ТПФМ-10

    814-53

    2

    Трансформатор тока

    ТПОЛ-10

    1261-59

    16

    Трансформатор тока

    ТВЛ-10

    1856-63

    34

    Трансформатор тока

    ТФЗМ-110Б

    2793-88

    3

    Трансформатор тока

    ТФЗМ 110Б-1У

    26422-04

    3

    Трансформатор тока

    ТВИ-110

    30559-05

    3

    Трансформатор тока

    ТАТ

    45806-10

    3

    Трансформатор напряжения

    НАМИ-10

    11094-87

    2

    Трансформатор напряжения

    ЗНОМ-15-63

    1593-70

    6

    Трансформатор напряжения

    НТМИ-6-66

    2611-70

    3

    Трансформатор напряжения

    НТМИ-6

    380-49

    1

    Трансформатор напряжения

    НКФ-110-57 У1

    14205-94

    9

    Трансформатор напряжения

    TVBs

    29693-05

    3

    Счетчик электрической энергии многофункциональный

    СЭТ-4ТМ.03

    27524-04

    3

    Счетчик электрической энергии многофункциональный

    СЭТ-4ТМ.03М

    36697-12

    2

    Счетчик электрической энергии многофункциональный

    СЭТ-4ТМ.02

    20175-01

    30

    Контроллер сетевой индустриальный

    СИКОН С1

    15236-03

    2

    Устройство синхронизации времени

    УСВ-3

    64242-16

    1

    Программное обеспечение

    «Пирамида 2000»

    -

    1

    Сервер АИИС КУЭ

    ASUSTeK

    -

    1

    Формуляр

    -

    -

    1


    Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.

    Таблица 2 - Состав ИК

    ИК

    Наименование ИК

    Состав измерительного канала

    Вид электрической энергии и мощности

    ТТ

    TH

    Счетчик

    УСПД/УССВ/Сервер

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    1

    Ефремовская ТЭЦ, ТГ-5 (6 кВ)

    ТИШ Л-10

    4000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1423-60

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. №11094-87

    СЭТ-4ТМ.03.01

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. № 27524-04

    УСПД: СИКОН С1

    Per. № 15236-03

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    сервер АПИС КУЭ:

    ASUSTeK

    активная

    реактивная

    2

    Ефремовская ТЭЦ, ТГ-6 (10 кВ)

    ТШЛ 20 8000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1837-63

    ЗНОМ-15-63

    10000:х/з/100:х/з

    Кл. т. 0,5

    Per. №1593-70

    СЭТ-4ТМ.03М

    Кл. т. 0,2S/0,5

    Per. № 36697-12

    активная

    реактивная

    3

    Ефремовская ТЭЦ, ТГ-7 (6 кВ)

    ТШЛ 20 8000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1837-63

    ЗНОМ-15-63

    6000:х/з/100:х/з

    Кл. т. 0,5

    Per. №1593-70

    СЭТ-4ТМ.03

    Кл. т. 0,2S/0,5

    Per. № 27524-04

    активная

    реактивная

    4

    Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф . 6 кВ ПС БХЗ Ввод 2

    ТИЛ-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    5

    Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 3

    ТИЛ-Юс

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 29390-05

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    1

    2

    3

    6

    Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 2

    ТПФМ-10

    300/5

    Кл. т. 0,5

    Per. № 814-53

    7

    Ефремовская ТЭЦ,

    ГРУ-2 6 кВ,

    ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 2

    тпол-ю

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    8

    Ефремовская ТЭЦ,

    ГРУ-2 6 кВ,

    ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 2

    ТВ Л-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    9

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 4

    ТПОЛ-Ю 1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    10

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 2

    ТВ Л-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    И

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 2

    ТПОЛ-Ю 1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    12

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 3

    ТВ Л-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    4

    5

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    УСПД: СИКОН С1

    Per. № 15236-03

    сервер АИИС КУЭ: ASUSTeK

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    активная

    реактивная

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    13

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 2

    ТПОЛ-10

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    НТМИ-6

    6000/100

    Кл. т. 0,5

    Per. № 380-49

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    УСПД: СИКОН Cl

    Per. № 15236-03

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    сервер АНИС КУЭ:

    ASUSTeK

    активная

    реактивная

    14

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 1

    ТВ Л-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    15

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 1

    тпол-ю

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    16

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 1

    ТПОЛ-Ю

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    17

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 1

    ТВ Л-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    18

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 1

    ТПОЛ-Ю

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    19

    Ефремовская ТЭЦ,

    ГРУ-2 6 кВ,

    ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 1

    ТВ Л-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    20

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 3

    тпол-ю

    1000/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1261-59

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    УСПД: СИКОН Cl

    Per. № 15236-03

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    сервер АНИС КУЭ:

    ASUSTeK

    активная

    реактивная

    21

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 1

    ТВ Л-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    22

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 1

    ТВЛМ-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    23

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 1

    ТВЛМ-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    24

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 9

    ТВЛМ-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    25

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Ефремов

    ТВЛМ-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    26

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 3

    ТВЛМ-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    27

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 2

    ТВ Л-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    УСПД: СИКОН Cl

    Per. № 15236-03

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    сервер АНИС КУЭ:

    ASUSTeK

    активная

    реактивная

    28

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 2

    ТВЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    29

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 1

    ТВЛМ-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    30

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС РСП

    ТВЛМ-10

    400/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    31

    Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 2

    ТВЛМ-10

    600/5

    Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63

    НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    32

    Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-ИОкВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №1

    ТФЗМ-ИОБ 600/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2793-88

    НКФ-110-57 У1

    110000:л/з/100:л/з

    Кл. т. 0,5

    Per. № 14205-94

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    активная

    реактивная

    33

    Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-ИОкВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №2

    ТФЗМ ИОБ-IV 600/5

    Кл. т. 0,5

    Per. № 26422-04

    НКФ-110-57 У1

    110000:л/з/100:л/з

    Кл. т. 0,5

    Per. № 14205-94

    СЭТ-4ТМ.03.01

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. № 27524-04

    активная

    реактивная

    Продолжение таблицы 2

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    34

    Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-ИОкВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №3

    ТВИ-ИО

    600/5

    Кл. т. 0,5S Per. № 30559-05

    НКФ-110-57 У1

    110000:х/з/100:х/з

    Кл. т. 0,5

    Per. № 14205-94

    СЭТ-4ТМ.02.2

    Кл. т. 0,5S/l,0

    Per. №20175-01

    УСПД: СИКОН Cl

    Per. № 15236-03

    УССВ: УСВ-3

    Per. № 64242-16;

    сервер АПИС КУЭ:

    ASUSTeK

    активная

    реактивная

    35

    Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-ИОкВ, КВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Звезда с отпайкой на Глюкозную

    TAT

    300/1

    Кл. т. 0,5S

    Per. №45806-10

    TVBs

    110000:х/з/100:х/з

    Кл.т. 0,5

    Per. № 29693-05

    СЭТ-4ТМ.03М.16

    Кл.т. 0,2S/0,5

    Per. № 36697-12

    активная

    реактивная

    Примечания:

    • 1. Допускается замена ТТ, TH, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.

    • 2. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа.

    • 3. Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

    • 4. Замена оформляется актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

    Номер ИК

    Диапазон тока

    Метрологические характеристики ИК

    Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %

    Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %

    cos ф = 1

    cos ф

    = 0,8

    cos ф

    = 0,5

    cos ф = 1

    cos ф

    = 0,8

    cos ф

    = 0,5

    1

    (ТТ 0,5; ТН 0,2; счетчик 0,5S)

    1н1<11<1,21н1

    0,9

    1,2

    2,0

    1,5

    2,0

    2,5

    0,21Н1<11<1н1

    1,1

    1,6

    2,8

    1,7

    2,2

    3,2

    0,051н1<11<0,21н1

    1,8

    2,8

    5,3

    2,2

    3,2

    5,5

    2; 3

    (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,2S)

    1н1<11<1,21н1

    0,9

    1,2

    2,2

    1,0

    1,4

    2,3

    0,21н1<11<1н1

    1,1

    1,6

    2,9

    1,2

    1,8

    3,0

    0,051н1<11<0,21н1

    1,8

    2,8

    5,4

    1,9

    2,9

    5,4

    4 - 13; 25 - 32 (ТТ 0,5; ТН 0,5;

    счетчик 0,5S)

    1н1<11<1,21н1

    1,0

    1,4

    2,3

    1,6

    2,1

    2,7

    0,21н1<11<1н1

    1,2

    1,7

    3,0

    1,7

    2,3

    3,4

    0,11н1<11<0,21н1

    1,8

    2,9

    5,4

    2,3

    3,3

    5,6

    0,051н1<11<0,11н1

    1,8

    3,0

    5,5

    2,3

    3,4

    5,7

    14 - 24 (ТТ 0,5; ТН 0,2;

    счетчик 0,5S)

    1н1<11<1,21н1

    0,9

    1,2

    2,0

    1,5

    2,0

    2,5

    0,21н1<11<1н1

    1,1

    1,6

    2,8

    1,7

    2,2

    3,2

    0,11н1<11<0,21н1

    1,8

    2,8

    5,3

    2,2

    3,2

    5,5

    0,051н1<11<0,11н1

    1,8

    3,0

    5,4

    2,2

    3,3

    5,6

    33

    (ТТ 0,5; ТН 0,5;

    счетчик 0,5S)

    1н1<11<1,21н1

    1,0

    1,4

    2,3

    1,6

    2,1

    2,7

    0,21н1<11<1н1

    1,2

    1,7

    3,0

    1,7

    2,3

    3,4

    0,051н1<11<0,21н1

    1,8

    2,9

    5,4

    2,3

    3,3

    5,6

    34

    (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S)

    1н1<11<1,21н1

    0,9

    1,2

    2,0

    1,5

    2,0

    2,5

    0,21н1<11<1н1

    0,9

    1,2

    2,0

    1,5

    2,0

    2,5

    0,11н1<11<0,21н1

    1,1

    1,6

    2,8

    1,7

    2,2

    3,2

    0,051н1<11<0,11н1

    1,1

    1,8

    2,9

    1,7

    2,4

    3,3

    0,011н1<11<0,051н1

    2,0

    3,0

    5,4

    2,5

    3,3

    5,6

    35

    (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,2S)

    1н1<11<1,21н1

    0,9

    1,2

    2,2

    1,0

    1,4

    2,3

    0,21н1<11<1н1

    0,9

    1,2

    2,2

    1,0

    1,4

    2,3

    0,051н1<11<0,21н1

    1,1

    1,6

    2,9

    1,2

    1,8

    3,0

    0,011н1<11<0,051н1

    1,8

    2,9

    5,4

    2,0

    3,0

    5,5

    Примечания:

    • 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

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

    • 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

    Номер ИК

    Диапазон тока

    Метрологические характеристики ИК

    Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %

    Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %

    cos ф = 0,8

    cos ф = 0,5

    cos ф = 0,8

    cos ф = 0,5

    1

    (ТТ 0,5; ТН 0,2; счетчик 1)

    1н1<11<1,21н1

    1,9

    1,7

    2,5

    2,3

    0,21Н1<11<1н1

    2,5

    1,7

    3,0

    2,3

    0,051н1<11<0,21н1

    4,5

    2,8

    5,2

    3,6

    2

    (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,5)

    1н1<11<1,21н1

    1,9

    1,2

    2,4

    2,0

    0,21н1<11<1н1

    2,4

    1,5

    2,9

    2,2

    0,051н1<11<0,21н1

    4,3

    2,5

    4,6

    3,0

    3

    (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,5)

    1н1<11<1,21н1

    1,9

    1,5

    2,1

    1,7

    0,21н1<11<1н1

    2,4

    1,5

    2,6

    1,7

    0,051н1<11<0,21н1

    4,4

    2,6

    4,6

    2,8

    4 - 13; 25 - 32 (ТТ 0,5; ТН 0,5;

    счетчик 1)

    1н1<11<1,21н1

    2,1

    1,8

    2,7

    2,4

    0,21н1<11<1н1

    2,6

    1,8

    3,1

    2,4

    0,11н1<11<0,21н1

    4,5

    2,8

    5,0

    3,3

    0,051н1<11<0,11н1

    4,6

    2,9

    5,3

    3,6

    14 - 24 (ТТ 0,5; ТН 0,2;

    счетчик 1)

    1н1<11<1,21н1

    1,9

    1,7

    2,5

    2,3

    0,21н1<11<1н1

    2,5

    1,7

    3,0

    2,3

    0,11н1<11<0,21н1

    4,4

    2,7

    4,9

    3,2

    0,051н1<11<0,11н1

    4,5

    2,8

    5,2

    3,6

    33

    (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 1)

    1н1<11<1,21н1

    2,1

    1,8

    2,7

    2,4

    0,21н1<11<1н1

    2,6

    1,8

    3,1

    2,4

    0,051н1<11<0,21н1

    4,6

    2,9

    5,3

    3,6

    34

    (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 1)

    1н1<11<1,21н1

    2,1

    1,8

    2,7

    2,4

    0,21н1<11<1н1

    2,1

    1,6

    2,7

    2,2

    0,11н1<11<0,21н1

    2,7

    1,9

    3,4

    2,6

    0,051н1<11<0,11н1

    2,9

    2,1

    3,8

    3,0

    0,021н1<11<0,051н1

    5,4

    3,2

    7,0

    4,4

    35

    (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5)

    1н1<11<1,21н1

    1,9

    1,2

    2,4

    2,0

    0,21н1<11<1н1

    1,9

    1,2

    2,4

    2,0

    0,051н1<11<0,21н1

    2,4

    1,5

    2,9

    2,2

    0,021н1<11<0,051н1

    4,4

    2,7

    4,7

    3,1

    Примечания:

    • 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

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

    • 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

    Наименование характеристики

    Значение

    Количество измерительных каналов

    35

    Нормальные условия: параметры сети:

    - напряжение, % от Ином

    от 99 до101

    - ток, % от 1ном

    от 1 до 120

    - частота, Гц

    от 49,85 до 50,15

    - коэффициент мощности cos9

    от 0,5 инд. до 0,8 емк.

    температура окружающей среды, °С

    от +21 до +25

    Условия эксплуатации: параметры сети:

    - напряжение, % от Ином

    от 90 до 110

    - ток, % от 1ном

    от 1 до 120

    - частота, Гц

    от 49,5 до 50,5

    - коэффициент мощности cos9

    от 0,5 инд. до 0,8 емк.

    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

    от -45 до +40

    температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

    от +5 до +35

    магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

    0,5

    Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    90000

    - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

    3

    УСПД

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    70000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

    2

    Сервер:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    100000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

    1

    УССВ:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    45000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

    2

    Глубина хранения информации

    Счетчики:

    - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

    113

    - при отключении питания, лет, не менее

    10

    УСПД:

    - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток

    45

    Сервер:

    - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

    3,5

    Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

    ±5

    Надежность системных решений:

    • - защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

    В журналах событий фиксируются факты:

    • - журнал счетчика:

    - параметрирования;

    - пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

    - коррекции времени в счетчике;

    - журнал УСПД:

    - параметрирования;

    - пропадания напряжения;

    - коррекции времени УСПД.

    - журнал сервера:

    - параметрирования;

    - пропадания напряжения;

    - коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.

    Защищенность применяемых компонентов:

    - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

    - счетчика;

    - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

    - испытательной коробки;

    - УСПД;

    - сервера (серверного шкафа);

    - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

    - счетчика;

    - УСПД;

    - сервера.

    Возможность коррекции времени в:

    - счетчиках (функция автоматизирована);

    - УСПД (функция автоматизирована);

    - сервере (функция автоматизирована).

    Возможность сбора информации:

    - о результатах измерений (функция автоматизирована);

    - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

    Цикличность:

    - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

    - сбора 30 мин (функция автоматизирована).


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель