Номер по Госреестру СИ: 81960-21
81960-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БЭС
(1, 8, 3, 4, 3, 3)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» БЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи - 20.07.2021
ID в реестре СИ - 1391126
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
АО "Сетевая компания" БЭС,
Производитель
Изготовитель - Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Бугульминские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" БЭС)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - Республика Татарстан, г. Бугульма
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет создан с целью отслеживания индикатора риска нарушения обязательных требований аккредитованными лицами (Приказа Минэкономразвития РФ от 28 мая 2021 г. N 300 "Об утверждении перечня индикаторов риска нарушения обязательных требований по федеральному государственному контролю (надзору) за деятельностью аккредитованных лиц".)
"п.4 Двукратное и более превышение средних для аккредитованного лица с аналогичной областью аккредитации, численным составом работников, участвующих в выполнении работ по измерениям в области аккредитации, и его технической оснащенности показателей количества выданных свидетельств о поверке средств измерений за период времени."
Организации разбиты по группам, упорядоченным по количеству средств поверки (эталонов вида: mieta, uve, npe), использованных организацией за последних 365 дней. Приведена информация по среднему количеству поверок за год среди участников группы и количество организаций, вошедших в выбранную группу.
В основу индикатора положена зависимость количества поверок, выполненных аккредитованной организацией за год к кол-ву, использованных эталонов за отчетный период (ввиду отсутствия в открытых источниках данных о количестве поверителей в организации, параметр - кол-во эталонов, был выбран как альтернативный, имеющий прямую корреляцию с кол-вом персонала в организации).
Порядок работы с отчетом:
1. По таблице ищем интересную организацию, например, в качестве образца выберем Пензенский ЦСМ - 1174 средства поверки и 61 095 поверок за последние 365 дней.
2. По круговой диаграмме ищем соответствующую 1174 шт. группу (сектор) с диапазоном эталонов.
3. Получаем сектор от 801 - 7066 эталонов, в который попало 74 аналогичных по масштабу Пензенскому ЦСМ организаций.
4. Наводим мышку и смотрим среднее количество поверок по этим 74 организациям - 352 254 поверки.
5. Сравниваем 352 254 поверки с 61 095 поверками Пензенского ЦСМ и делаем вывод, что превышения в 2 и более раза нет.
Статистика
Кол-во поверок - 5
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1059 от 2021.06.18 Об утверждении типов средств измерений
№1802 от 2023.09.05 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (8)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БЭС (1, 8, 3, 4, 3, 3)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Бугульминские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" БЭС)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
81960-21 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БЭС, 1, 8, 3, 4, 3, 3 Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Бугульминские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" БЭС) (РОССИЯ Республика Татарстан, г. Бугульма) |
ОТ МП |
4 года |
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БЭС (1, 8, 3, 4, 3, 3)
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ "ЦСМ Татарстан" (RA.RU.311394) | РСТ | 5 | 3 | 2 | 0 | 5 | 3 | 2 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БЭС (1, 8, 3, 4, 3, 3)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 |
|
сумма) |
5476 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDatalntegrity. dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 |
|
сумма) |
D5C7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
Продолжение таблицы 1
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер)
|
ПО | |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в эксплуатационном документе РЭ.359111.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
Нормативные и технические документы
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи;
-
2- й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-1 |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
SAS 550 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
TG145-420 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 III |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-220-1 |
12 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
10 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
28 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-220-58 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220B-W У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
Продолжение таблицы 5
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
VEOS |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
56 |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS 28xx |
5 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
3 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2.0 |
1 |
|
Методика поверки |
МП.359111.10.2019 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359111.10.2019 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359111.10.2019 |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Азот -Бугульма |
SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 |
VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
2 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Азот -Бугульма резервный |
SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 |
VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
3 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Бугульма - Бекетово |
SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 |
VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
4 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Бугульма -Бекетово резервный |
SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 |
VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
5 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма - Аксаково |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
6 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма - Аксаково резервный |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
7 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Туймазы |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
8 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Туймаза резервный |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
9 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма - Михайловка |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№14626-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
10 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма - Михайловка резервный |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
11 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма - Северная |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=600/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
12 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Северная резервный |
ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=600/1 Рег.№3694-73 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
13 |
ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 220 кВ |
ТФЗМ 220Б-ГУ У1 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Рег.№6540-78 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
14 |
ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 220 кВ контрольный |
ТФЗМ 220Б-ГУ У1 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Рег.№6540-78 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
15 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка I цепь |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
16 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка I цепь |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
17 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма - Елизаветинка II цепь |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Зав.№07285 Рег.№28822-05 |
|
18 |
ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма - Елизаветинка II цепь |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
19 |
ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 110 кВ |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
20 |
ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 110 кВ контрольный |
TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 |
ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
21 |
ПС 500 кВ Бугульма, В 35 кВ Плавка гололеда |
ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт=2000/1 Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 46738-11 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
22 |
ПС 500 кВ Бугульма, В 35 кВ Плавка гололеда резервный |
ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт=2000/1 Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 46738-11 |
СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
23 |
ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 35 кВ Бавлы -Якшеево |
ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Рег.№3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
24 |
ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 35 кВ Бавлы -Якшеево резервный |
ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Рег.№3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
25 |
ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 6 кВ ф.7-02 |
ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
26 |
ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 6 кВ ф.7-17 |
ТПЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№1276-59 |
НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=6000/100; Рег.№ 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
27 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-01 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
28 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-02 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
29 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-03 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
30 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-04 |
ТОЛ КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№47959-16 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
31 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-05 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
32 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-06 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
33 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-07 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
34 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-08 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
35 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-09 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
36 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-10 |
ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
37 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-11 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
38 |
ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-12 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
39 |
ПС 35 кВ Карабаш-1, ВЛ 6 кВ ф.23-09 |
ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-11 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
40 |
ПС 35 кВ Карабаш-1, ВЛ 6 кВ ф.23-13 |
ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-11 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
41 |
ПС 35 кВ УКПН, ВЛ 6 кВ ф.5-01 |
ТВК-10; -; ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№8913-82; -; 2363-68 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
42 |
ПС 35 кВ УКПН, ВЛ 6 кВ ф.5-19 |
ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№2363-68 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
43 |
ПС 110 кВ Поповка, В 10 кВ Т-1 |
ТОЛ-10 III КТ 0,2S Ктт=2000/5 Рег.№36308-07 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
44 |
ПС 110 кВ Поповка, В 10 кВ Т-2 |
ТОЛ-10 III КТ 0,2S Ктт=2000/5 Рег.№36308-07 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70 Рег.№28822- 05 |
|
45 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-01 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
46 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-02 |
ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-16 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
47 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-03 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
48 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-04 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
49 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-05 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
50 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-08 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
|
51 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-09 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
52 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-10 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
53 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-12 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864- 17 |
|
54 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-13 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
|
55 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-14 |
ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-16 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
|
56 |
ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-15 |
ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
|
Примечания:
| |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
|
Границы основной погрешности, (6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (6) % | ||
|
1-4, 15-20 |
Активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
-н -н |
|
26 |
Активная реактивная |
±0,9 ±2,5 |
±3,1 ±4,6 |
|
43, 44 |
Активная реактивная |
ОО 00 o' -н -н |
и- н- |
|
21, 22, 39, 40, 46, 55 |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±2,9 ±3,0 |
|
5-14, 23-25, 27-38, 41, 42, 45, 47-54, 56 |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,2 ±4,7 |
|
Примечания:
| |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
56 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,9 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
от 0,5инд до 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -40 до +60 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
|
менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
|
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
|
измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера БД;
-
- защита информации на программном уровне;
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на сервер БД.