Сведения о средстве измерений: 74144-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС

Номер по Госреестру СИ: 74144-19
74144-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС (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.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи -
ID в реестре СИ - 536979
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

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

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Альметьевск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Отчет - RT_39 Анализ рынка поверки Оренбурга

Оренбург - административный центр Оренбургской области России и Оренбургского района, составляющий вместе с 10 сельскими поселениями отдельное муниципальное образование - город Оренбург со статусом городского округа. Один из крупнейших городов Южного Урала. Город расположен в Южном Приуралье, на реке Урал (Яик), недалеко от впадения в нее реки Сакмара. Оренбург находится в 1475 км к юго-востоку от Москвы.

В промышленности Оренбурга ведущие места принадлежат газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности, машиностроению и металлообработке. Также развиты предприятия химической, пищевой и легкой промышленности. Оренбург является крупным железнодорожным узлом, где пересекаются линии на Самару, Орск, Уральск, Актобе и Уфу.

Отчет "Анализ рынка поверки в Оренбурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Оренбург.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

  • в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
  • топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
  • топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

  • Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
  • Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
  • Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
  • Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
  • Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
  • Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
  • Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
  • Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
  • Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
  • Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
  • Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

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

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№275 от 2019.02.20 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС (Нет данных)

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

Все средства измерений Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети

№ в реестре
cрок св-ва 		Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
66342-16

 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС Сармановского РЭС 1, Нет данных
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети (РОССИЯ г.Альметьевск) 		ОТ
МП 		4 года
68986-17

 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС Муслюмовского РЭС 1, Нет данных
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети (РОССИЯ г.Альметьевск) 		ОТ
МП 		4 года
69104-17

 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания", Нет данных
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети (РОССИЯ г.Альметьевск) 		ОТ
МП 		4 года
55363-13

 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" АЭС, Нет данных
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети (РОССИЯ г.Альметьевск) 		ОТ
МП 		4 года
74144-19

 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС, Нет данных
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети (РОССИЯ г.Альметьевск) 		ОТ
МП 		4 года
Отчет - V_13 Поверки по производителю СИ (подробно)

Отчет "V_13 Поверки по производителю СИ (подробно)" будет крайне полезен руководителям организаций, оказывающих услуги поверки, при поиске новых клиентов, анализе рынка услуг при доминировании нескольких производителей СИ и оценке позиций конкурентов.

Для построения отчета необходимо предварительно сконфигурировать два параметра его отображения:
1- Выбрать интересующего производителя СИ или нескольких производителей одновременно. Список производителей формируется из реестра утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН. Существование дубликатов организаций вызвано разницей в написании наименований и преобразовании форм собственности организаций за все время ведения федерального фонда. Для удобства выбора в скобках указано общее кол-во поверок в системе, приходящееся на конкретного производителя.
2- Указать минимальный объём поверок (организации, имеющие меньше поверок отображаться в отчете не будут).

Результаты обработки данных будут представлены в табличной форме. Таблица обладает функцией поиска и сортировки по любой из колонок.

Таблица содержит 6 колонок:

  • Номер в госреестре типа СИ с ссылкой на соответствующий раздел реестра
  • Ссылочное поле на описание типа СИ с наименованием средства измерений
  • Количество средств измерений данного типа СИ, засветившихся в ФГИС АРШИН
  • Количество уникальных владельцев СИ, имеющих на балансе СИ данного типа
  • Организации, которые когда-либо поверяли СИ данного типа с указанием количества поверок (фильтр по кол-ву поверок устанавливается в настройках отчета)
  • Организации, которые осуществляли поверки СИ данного типа за последний год с указанием количества поверок (фильтр по кол-ву поверок устанавливается в настройках отчета)

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2025 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС (Нет данных)

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (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 - «высокий» 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

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Продолжение таблицы 1

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм расчета цифрового идентификатора

MD5


Знак утверждения типа

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.


Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС.


Нормативные и технические документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС

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

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

Поверка

Поверка

осуществляется по документу МП.359110.05.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «31» августа 2018 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

  • - ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

  • - ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

  • - Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М. Приложение. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

  • - Счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

  • - Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1  «Счетчики

электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;

  • - УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;

  • - Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.;

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

  • - Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.


Изготовитель

Филиал ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети
(Филиал ОАО «Сетевая компания» АЭС)
ИНН 1655049111
Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Шевченко, 13
Телефон (факс): (8553) 30-36-59, (8553) 45-71-10

Испытательный центр

ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.24
Телефон (факс): (843) 291-08-33
E-mail: isp13@tatcsm.ru

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 и технические средства приема-передачи данных;

  • 2- й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, ARIS-28xx и каналообразующую аппаратуру;

  • 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации) - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и хранение измерительной информации, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется прием и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача полученной информации заинтересованным организациям.

Передача информации от серверов АИИС КУЭ в 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), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.

Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с.

Для ИК 1-26 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в автоматическом режиме синхронизирует время УСПД.

Для ИК 27, 28 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с.

Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.


Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

9

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ 10-1

6

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

12

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

4

Трансформаторы тока

ТПОФ

8

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ

2

Трансформаторы тока

ТВК-10

2

Трансформаторы тока

ТЛК-10

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10 У2

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

4

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

22

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

3

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

2

Контроллеры многофункциональные

ARIS-28xx

10

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ-Пирамида

2

Программное обеспечение

Пирамида 2000

1

Методика поверки

МП.359110.05.2018

1

Формуляр

ПФ.359110.05.2018

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359110.05.2018

1


Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИК

Наименование

ИК, диспетчерское наименование присоединения

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ

Ростовка, Ввод 6 кВ №1

ТЛК-10 КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№9143-06

НАМИ-10 У2 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№51198-12

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-17

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

2

ПС 110 кВ

Ростовка, Ввод 6 кВ №2

ТПОЛ-10

КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№1261-59

НАМИ-10 У2 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№51198-12

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

3

ПС 35 кВ

Чатры, Ввод 6 кВ №1

ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5

Рег.№518-50

НАМИ-10-

95УХЛ2 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

4

ПС 35 кВ

Чатры, Ввод 6 кВ №2

ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5

Рег.№518-50

НАМИ-10-

95УХЛ2 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

5

ПС 35 кВ Чатры, ВЛ 6 кВ ф.09

ТПЛ-10-М КТ0.5

Ктт=150/5

Рег.№22192-07

НАМИ-10-

95УХЛ2 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

6

ПС 110 кВ

Яшлоу, Ввод 6 кВ №1

ТОЛ 10-1

КТ0.5

Ктт=1000/5

Рег.№15128-96

НАМИ КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№60002-15

СЭТ-4ТМ.03М

RTO.2s/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28хх

Рег.№67864-

17

Продолжение таблицы 2

7

ПС 110 кВ

Яшлоу, Ввод 6 кВ №2

ТОЛ 10-1

КТ0.5

Ктт=1000/5

Рег.№15128-96

НАМИ КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№60002-15

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28хх

Рег.№67864-

17

8

ПС 110 кВ

З.Елга, Ввод 6 кВ №1

ТОЛ 10-1

КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96

НАМИТ-10

КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

9

ПС 110 кВ

З.Елга, Ввод 6 кВ №2

ТЛМ-10 КТ0.5

Ктт=1000/5

Рег.№2473-05

НАМИТ-10

КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

10

ПС 110 кВ

Митрофановка,

Ввод 6 кВ №1

ТПЛ-10-М

KT0.2s

Ктт=600/5

Рег.№22192-07

НТМИ-6 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№831-53

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

11

ПС 110 кВ

Митрофановка,

Ввод 6 кВ №2

ТПЛ-10-М

KT0.2s

Ктт=600/5

Рег.№22192-07

НТМИ-6 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№831-53

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

12

ПС 110 кВ

Якеево, Ввод 6 кВ №1

ТПОЛ-10

КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№1261-59

НАМИТ-10

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

13

ПС 110 кВ

Якеево, Ввод 6 кВ №2

ТПОЛ-10

КТ0.5

Ктт=1500/5

Рег.№1261-59

НАМИТ-10

КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

14

ПС 110 кВ

Якеево, ВЛ 6 кВ ф.05

ТЛК-СТ КТ0.5 Ктт=200/5

Рег.№58720-14

НАМИТ-10

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

15

ПС 110 кВ

Якеево, ВЛ 6 кВ ф.24

ТПЛ-10 КТ0.5

Ктт=300/5

Рег.№1276-59

НАМИТ-10

КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

16

ПС 110 кВ

Карамалы,

Ввод 6 кВ №1

ТЛМ-10 КТ0.5

Ктт=1000/5

Рег.№2473-69

НТМИ-6-66

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

17

ПС 110 кВ

Карамалы,

Ввод 6 кВ №2

ТЛМ-10 КТ0.5

Ктт=1000/5

Рег.№2473-69

НТМИ-6-66

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

ЛКК-28хх

Рег.№67864-

17

18

ПС 110 кВ

Карамалы, ВЛ

6 кВ ф.07

ТЛМ-10 КТ0.5

Ктт=150/5

Рег.№2473-69

НТМИ-6-66

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0^/0.5

Рег.№36697-12

АИК-28хх

Рег.№67864-

17

Продолжение таблицы 2

19

ПС 110 кВ Карамалы, ВЛ

6 кВ ф.13

ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=100/5

Рег.№2473-69

НТМИ-6-66

КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-08

ARIS-28хх Рег.№67864-17

20

ПС 35 кВ

Якшибай, Ввод

6 кВ №1

ТПОФ КТ0.5

Ктт=750/5

Рег.№518-50

НТМИ-6 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№831-53

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28хх

Рег.№67864-

17

21

ПС 35 кВ

Якшибай, Ввод

6 кВ №2

ТПОФ КТ0.5

Ктт=750/5

Рег.№518-50

НАМИ-10 КТ0.2

Ктн=6000/100

Рег.№11094-87

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28хх Рег.№67864-17

22

ПС 35 кВ

Якшибай, ВЛ 6 кВ ф.05

ТПЛ-10-М

КТ0.5

Ктт=150/5

Рег.№22192-07

НТМИ-6 КТ0.5

Ктн=6000/100

Рег.№831-53

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-12

ARIS-28хх Рег.№67864-17

23

ПС 35 кВ

Победа, ВЛ 10 кВ ф.01

ТЛК-10 КТ0.5

Ктт=200/5

Рег.№9143-06

НАМИТ-10

КТ0.5

Ктн=10000/100

Рег.№16687-13

Меркурий 234

КТ0.5в/1.0

Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

24

ПС 35 кВ

Победа, ВЛ 10 кВ ф.04

ТПЛ-10-М КТ0.5

Ктт=200/5

Рег.№22192-07

НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12

Меркурий 234

КТ0.5в/1.0

Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

25

ПС 35 кВ

Победа, ВЛ 10 кВ ф.08

ТЛК-10 КТ0.5

Ктт=200/5

Рег.№9143-06

НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12

Меркурий 234

КТ0.5в/1.0

Рег.№48266-11

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

26

ПС 35 кВ

Чалпы, ВЛ 6 кВ ф.12

ТВК-10 КТ0.5

Ктт=150/5

Рег.№8913-82

НАМИ-10-

95УХЛ2 КТ0.5

Ктн=6000/100 Рег.№20186-00

Меркурий 230

КТ0.5в/1.0

Рег.№23345-07

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

27

ПС 35 кВ Бишмунча, ВЛ

35 кВ 22 - 25

ТОЛ-СЭЩ-35-

IV КТ0.5 Ктт=300/5

Рег.№47124-11

НАМИ-35

УХЛ1 КТ0.5

Ктн=35000/100 Рег.№19813-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-12

СИКОН С70

Рег.№28822-

05

28

ПС 35 кВ

Бикасаз, ВЛ 35 кВ 43 - 45

ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ0.5 Ктт=200/5

Рег.№47124-11

НАМИ-35

УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09

СЭТ-4ТМ.03М

КТ0.28/0.5

Рег.№36697-12

СИКОН С70

Рег.№28822-

05

Примечания:

  • 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

  • 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

  • 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

  • 4 КТ - класс точности, Ктт (Ктн) - коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения).

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид

электроэнергии

Метрологические характеристики

Границы основной погрешности (6), %

Границы погрешности в рабочих условиях (6), %

1

2

3

4

21.

Активная реактивная

±0,9

±2,5

±3,1

±4,6

10, 11.

Активная реактивная

ОО 00 o'

-н -н

и- н-

1-9, 12-20, 22, 27,

28.

Активная реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±4,7

23, 26.

Активная реактивная

±1,2

±3

±3,5

±4,9

24, 25.

Активная реактивная

±1

±2,6

±3,5

±4,9

Примечания:

  • 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

28

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

140000

-       среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

-       среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

-       среднее время восстановления работоспособности, ч

24

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

  • -       среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

  • -      тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

  • -      при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

  • -      суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

  • -      при отключении питания, лет, не менее сервер:

  • -      хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

85

10

45

5

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.


Настройки внешнего вида
Цветовая схема
Ширина
Левая панель