Сведения о средстве измерений: 75244-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"

Номер по Госреестру СИ: 75244-19
75244-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Общие сведения

Дата публикации - 02.08.2019
Срок свидетельства -
Номер записи - 172106
ID в реестре СИ - 667027
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 - АО "ТНС энерго Тула"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тула
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

V_37 Информация из поверок по выбранным типам СИ

Отчет позволяет выгрузить из ФГИС АРШИН информацию, содержащуюся в поверках по выбранным типа СИ.
Форма выбора из списка типа СИ обладает свойством мультиселекта.
Анализируемый интервал 2010г. - н.в.
Выгрузка осуществляется в текстовый файл формата csv с кодировкой win1251.

Файл может быть легко прочитан любым текстовым редакторам, например: notepad++, notepad или MS Excel. Запускаем программу Excel. Переходим во вкладку «Данные». Кликаем на кнопку на ленте «Из текста», указываем путь к файлу.

Поля:
1 - Организация-поверитель
2 - ФСА РАЛ
3 - Номер свидетельства (извещения)
4 - № типа СИ
5 - Обозначение типа СИ
6 - Наименование типа СИ
7 - Модификация
8 - МПИ
9 - Изготовитель (страна, город)
10 - Собственник
11 - Год выпуска
12 - Заводской номер
13 - Дата поверки
14 - Дейтвительна до
15 - Тип поверки

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 1
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№1307 от 2019.06.03 Приказ об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

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

Все средства измерений АО "ТНС энерго Тула"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
75244-19	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула", Нет данных АО "ТНС энерго Тула" (РОССИЯ г.Тула)	ОТ МП	4 года

RT_1 Анализ рынка поверки Северо-Западного федерального округа

Исследование "Анализ рынка поверки Северо-Западного федерального округа" предоставляет исчерпывающую информацию об организациях, оказывающих услуги поверки в Северо-Западном регионе.

Параметры исследований:

фильтр по работающим в округе организациям-поверителям по данным ФСА и ФГИС АРШИН
объемы первичных и периодических поверок за период 2017г. по н.в.
фильтр по местам осуществления деятельности
предоставление информации в графическом и табличном видах
детальное рассмотрение деятельности каждой из организаций округа по годам
анализ 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 3 000 руб.

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

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
ООО "ЭНЕРГОПРОМРЕСУРС" (RA.RU.312376)			1		0	0	0	0	0	0
ООО "ЭНЕРГОПРОМРЕСУРС" (RA.RU.312376)		Нет модификации	1		0	1	0	1	0	1

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты

ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентиф икационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	CalcCli- ents.dll	CalcLeakage.	Cal- cLosses.d ll	Metrol-ogy.dll	Parse- Bin.dll	Par- seIEC.dll	ParseMod bus.dll	ParsePi-ramida.dll	Synchro NSI.dll	Verify- Time.dll
Номер версии (иден-		dll
тификационный					не ниже 3.0
номер) ПО
	e55712d0	b1959ff70	d79874d1	52e28d7b6	6f557f885	48e73a92	c391d642	ecf532935	530d9b01	1ea5429b
Цифровой	b1b21906	be1eb17c	0fc2b156	08799bb3c	b7372613	83d1e664	71acf405	ca1a3fd32	26f7cdc2	261fb0e2
идентификатор ПО	5d63da94	83f7b0f6d	a0fdc27e	cea41b548	28cd7780	94521f63	5bb2a4d3	15049af1f	3ecd814c	884f5b35
	9114dae4	4a132f	1ca480ac	d2c83	5bd1ba7	d00b0d9f	fe1f8f48	d979f	4eb7ca09	6a1d1e75
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-					MD5
тификатора ПО

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ТНС энерго Тула», свидетельство об аттестации № 183/RA.RU.312078/2019.

Нормативные и технические документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула»

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

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

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-160-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ТНС энерго Тула». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.04.2019 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства

измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22129-09);

- барометр-анероид метеорологический БАММ -1 (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 5738-76);

- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП -6

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 28134-04);

- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22029-10).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Изготовитель

Акционерное общество «ТНС энерго Тула» (АО «ТНС энерго Тула»)
ИНН 7105037307
Адрес: 300041, г. Тула, ул. Каминского, д. 31а
Телефон: (4872) 25-09-70
Web-сайт: tula.tns-e.ru
E-mail: office@tula.tns-e.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс »
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго», реализованный на базе закрытой облачной системы VMware, сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Калугаэнерго», сервер АО «ТНС энерго Тула», реализованный на базе закрытой облачной системы VMware, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 11, 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго Тула», на котором выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее измерительная информация от УСПД по основному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «ТНС энерго Тула», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» (для ИК №№ 1-6) и сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» (для ИК №№ 7-10, 13-19), на которых выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго» и сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго» автоматически формируют файлы отчёта с результатами измерений в виде xml-файлов формата 80020 и передают на сервер АО «ТНС энерго Тула» по каналу связи сети Internet.

Также сервер АО «ТНС энерго Тула» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов формата 80020 от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера АО «ТНС энерго Тула» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Тулэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», часы сервера АО «ТНС энерго Тула». СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Сравнение часов каждого сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов каждого сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера, производящего опрос (сервер АО «ТНС энерго Тула» или сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Тулэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго») осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-10, 13-19) с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 11, 12) с часами сервера АО «ТНС энерго Тула» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера АО «ТНС энерго Тула» на величину более ±1 с.

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

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока элегазовые	ТРГ-110 II*	9
Трансформаторы тока	ТФЗМ 35Б-1 У1	3
Трансформаторы тока	ТФЗМ ИОБ-IV	2
Трансформаторы тока измерительные	ТФЗМ-110Б-ГУ1	17
Трансформаторы тока встроенные	ТВЭ-35УХЛ2	3
Трансформаторы тока	ТФЗМ 110Б-УХЛ1	1
Трансформаторы тока	ТФЗМ 110Б-Ш	6
Трансформаторы тока	ТВ-110	6
Трансформаторы тока наружной установки	ТВ-110	9
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-110 УХЛ1	3
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57 У1	7
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформаторы напряжения антирезонансные	НАМИ-110 УХЛ1	15
Трансформаторы напряжения	НКФ110-83У1	9
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-06	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	5
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	4
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02	8
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С1	5
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С70	1
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С10	4
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Тулэнерго» на базе закрытой облачной системы	VMware	1
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Калугаэнерго»	IBM System x3550 M4 Server	1
Сервер АО «ТНС энерго Тула» на базе закрытой облачной системы	VMware	1
Методика поверки	МП ЭПР-160-2019	1
Паспорт-формуляр	ТНСЭ.366305.007.ФО	1

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электро энергии	Метрологические характеристики ИК
Номер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Сервер	Вид электро энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 110 кВ Ясно-горск (ПС №75), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск	ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С	НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	СИКОН С1 Рег. № 15236-03	VMware IBM System x3550 M4 Server	Активная Реактивная	1,3 2,5	3.3 5.3

ПС 110 кВ Мордвес (ПС №56), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Морд-

вес

ТРГ-110 II*

Кл.т. 0,2 600/5

Рег. № 26813-04 Фазы: А; В ; С

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,2

4,1

ПС 35 кВ Иваньково (ПС №27), РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ

35 кВ Кашира -

Иваньково

ТФЗМ 35Б-1 У1

Кл.т. 0,5 100/5

Рег. № 26419-04

Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100

Рег. № 19813-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Активная

Реак

тивная

1,3

2,5

ПС 110 кВ Зубово, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Горлово-Зубово

ТРГ-110 II*

Кл.т. 0,5 600/5

Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Активная

Реак

тивная

1,1

2,2

3,2

5,6

ПС 110 кВ Гремя-чее, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Вилен-ки-Гремячее

ТФЗМ 110B-IV

Кл.т. 0,5 600/5

Рег. № 26422-04

Фазы: А; С

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

Фазы: В

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

СИКОН С1 Рег. № 15236-03

Активная

Реактивная

1,3

2,5

ПС 110 кВ Белев (ПС-3), ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Белев-Ульяново с отп.

ТВЭ-35УХЛ2

Кл.т. 0,5 200/5

Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Активная

Реак

тивная

1,3

2,5

ПС 110 кВ Ферзи-ково (ПС-91), ОРУ-

110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ши-пово-Ферзиково с

отп

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

VMware

IBM System x3550 M4

Server

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Космос-Заокская с отп.

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94

Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ-Космос с отп.

ТФЗМ 110Б-

УХЛ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32825-06

Фазы: А

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71

Фазы: В; С

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94

Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ Космос (ПС-398), ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84

Фазы: А; В

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94

Фазы: С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 220 кВ Протон (ПС-418), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ Протон-

Заокская с отп.

ТФЗМ 110Б-Ш

Кл.т. 0,5

1000/5

Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

ПС 220 кВ Протон

(ПС-418), ОРУ-110 кВ,ОВ 110 кВ

ТФЗМ 110Б-Ш

Кл.т. 0,5

1000/5

Рег. № 26421-04 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-

110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Су-воров-Шепелево с отп.

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10 Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Уша-тово-Шепелево с отп.

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34), ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев1 с отп.

ТВ-110

Кл.т. 0,5S 400/5

Рег. № 58640-14 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

5,0

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ше-пелево-Белев2 с отп.

ТВ-110

Кл.т. 0,5S 400/5

Рег. № 58640-14 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

ПС 110 кВ Шепеле-во (ПС-34) , ОРУ-

110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТВ-110

Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С

2 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

VMware

IBM System

x3550 M4

Server

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

5,0

ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Суворов-Агеево с отпайкой на ПС Безово

ТВ-110

Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С

1 СШ:

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 24218-08

Фазы: А; В; С

2 СШ:

НКФ-110-06

Кл.т. 0,5

110000/^3/100/^3

Рег. № 37749-08

Фазы: А; В

НКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84

Фазы: С

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН

С10

Рег. №

21741-03

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,4

5,7

ПС 110 кВ Агеево (ПС-15), ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТВ-110

Кл.т. 0,5S

600/5

Рег. № 32123-06 Фазы: А; В; С

2 СШ: НКФ-110-06 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 37749-08 Фазы: А; В

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: С

1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-12

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01

СИКОН

С10

Рег. № 21741-03

VMware

IBM System x3550 M4 Server

Активная

Реак

тивная

1,1

2,3

О О

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 15-19 указана для тока 2 % от 1_ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1_ном; cosj = 0,8инд.
4 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. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	19
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном для ИК №№ 15-19	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном для ИК №№ 15-19	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С	от +5 до +40
температура окружающей среды в месте расположения сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Калугаэнерго», °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для серверов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	30

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

для 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

для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД; сервера.

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

счетчика электрической энергии; УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в: счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

V_37 Информация из поверок по выбранным типам СИ

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Все средства измерений АО "ТНС энерго Тула"

RT_1 Анализ рынка поверки Северо-Западного федерального округа

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

V_37 Информация из поверок по выбранным типам СИ

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Все средства измерений АО "ТНС энерго Тула"

RT_1 Анализ рынка поверки Северо-Западного федерального округа

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ТНС энерго Тула" (Нет данных)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель