Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 53689-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
53689-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 2
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности) потребленной (переданной) за установленные интервалы времени в точках поставки ОАО «Татэнергосбыт», сбора, хранения, обработки и отображения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи: - автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности; - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений; - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; - передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы); - предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»; - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.); - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; - обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а так же приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Состав данных в макетах – результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами). - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; - ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни: Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5, соответствующие ГОСТ 7746-78; ГОСТ 7746-89; ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5, соответствующие ГОСТ 1986-77; ГОСТ 1983-89; ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии СЭТ 4ТМ класса точности 0,2S и 0,5S, изготовленные по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах, указанных в таблице 1. Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70» (Госреестр №28716-05», обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ). Для каналов 82 и 83 данный уровень отсутствует. Его функции выполняет уровень ИВК. Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям. В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК , УСПД и счетчиков +/- 2 с. Погрешность системного времени не превышает +/- 5 с. Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, и которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Номера Госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 1. АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии; средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом; календарного времени и интервалов времени. Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК. Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ. В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов 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; - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 3 сек. Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 1 сек. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации – участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных зараннее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем используются при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранении и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Для непосредственного подключения через оптический порт к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида». Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечениеПО «Пирамида 2000» состоит из двух частей: ПО «Пирамида 2000. Сервер» является серверной частью ПО «Пирамида 2000». Работает под управление операционной системы Windows на базе Microsoft SQL Server 2008. Выполняет функции: - обеспечение сбора данных с различных интеллектуальных устройств по различным каналам и протоколам связи; - ведение точного времени в системе; - расчеты по собранным данным различных учетных показателей; - контроль собранных и рассчитанных данных на достоверность; - подготовка данных для отображения на автоматизированных рабочих местах (АРМ) диспетчеров и операторов комплекса; - отслеживание состояния системы и регистрация возникающих в ней событий; - автоматическое формирование и рассылка отчетов для внешних систем; - обеспечение СОЕВ; - взаимодействие с другими системами. ПО «Пирамида 2000. АРМ» является клиентской частью ПО «Пирамида 2000». Работает под управление операционной системы Windows. Выполняет функции: - подключение к базе данных и сервисам ПО «Пирамида 2000. Сервер» - отображение и редактирование данных, собранных (рассчитанных) ПО «Пирамида 2000»; - формирование отчетов. Таблица 1
Наименование программного обеспеченияИдентифика-ционное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентифи-кационный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
"Пирамида 2000"CalcClients.dll1.0.0.0e55712d0b1b219065d63da949114dae4MD5
Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 – С.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2
Параметрзначение
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии.Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц220± 22 50 ± 1
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °Сот -20 до +55 от -40 до +50
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл0,5
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения25-100
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %0,25
Первичные номинальные напряжения, кВ500; 220; 110; 35; 10; 6; 0,4
Первичные номинальные токи, кА2; 1,5; 1,2; 1; 0,75; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15; 0,1
Номинальное вторичное напряжение, В100
Номинальный вторичный ток, А1;5
Количество точек учета (ИИК) шт. 584
Интервал задания границ тарифных зон, минут30
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки±5
Средний срок службы системы, лет15
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, δЭ %. Таблица 3
№ ИКСостав ИК*Значен. Cosφ (sinφ )±δ1(2)%P ,[%] I1(2)%≤Iизм±δ5%P ,[%] I5%≤Iизм±δ20%P ,[%] I20%≤Iизм±δ100%P ,[%] I100%≤Iизм≤I120%
1234567
ПС «Новый Кинерь»
1,2,3,4ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°С1-±1,9±1,2±1,0
1,2,4 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,2±1,6±1,5
ПС «Кукмор»
5-6ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2 S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
5 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,3±1,7±1,6
ПС «Сардек»
7ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
7 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,3±1,7±1,6
8ТТ класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °С1_±1,8±1,1±0,9
8 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,2±1,7±1,5
ПС «Кучуково»
9ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °С1-±1,9±1,2±1,0
8 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,3±1,7±1,6
1234567
ПС «Кр.Бор»
10ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
10 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) , ∆t=20 °C1—±2,3±1,7±1,6
ПС «Бавлы»
11ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=35 °С1—±1,9±1,2±1,1
11 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,5±2,0±1,9
12, 13ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ПС «Тумутук»
14ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,9±1,2±1,0
14 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,2±1.6±1,5
15ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=28°C1-±1,9±1,2±1,0
15 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=28 °C1-±2,4±1,9±1,8
ПС «Александровка»
16-27ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия") ∆t=35 °C1—±1,9±1,2±1,1
ПС «Ютаза»
28-39ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=35°C1-±1,8±1,1±0,9
ПС «Свияжск»
40ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=15°C1-±1,9±1,2±1,0
40 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15 °C1-±2,2±1,7±1,6
ПС «Раково»
41ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=15°C1-±1,9±1,2±1,0
41 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=15°C1-±2,2±1,7±1,6
ПС «Болгары»
42ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 3 0,2S (активная энергия) ∆t=8°C1-±1,9±1,2±1,0
42 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=8°C1-±2,2±1,6±1,5
ПС «Иске-Рязап»
43ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=35 °C1-±1,9±1,2±1,1
43 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=8°C1-±2,5±2,0±1,9
ПС «Нурлат»
44, 45ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=9 °C1-±1,9±1,2±1,0
44, 45 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=8°C1-±2.2±1,6±1,5
ПС «Бугульма-500»
46ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°С1-±2,1±1,5±1,4
1234567
46 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1—±2,1±1,5±1,4
47-48ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,9±1,2±1,0
47, 48 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1—±2,0±1,3±1,2
49-51ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) A t=10°C1±1,2±0,9±0,7±0,7
49-51 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=10°C1—±2,2±1,6±1,5
52ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S ("активная энергия) ∆t=10°C1—±1,9±1,2±1,0
52 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) ∆t=10°C1—±2,2±1,6±1,5
53-54ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2 S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,9±1,2±1,0
53-54 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1—±2,0±1,3±1,2
55ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°С1-±2,1±1,5±1,4
55 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±2,1±1,5±1,4
56ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°С1-±2,1±1,5±1,4
56 (резервный)ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±2,1±1,5±1,4
1234567
ПС «Кутлу-Букаш»
57ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,9±1,2±1,0
ПС «Киндери-500»
58ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 1,0 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=8 °C1-±2,1±1,5±1,4
ПС «Зеленодольская»
МЭС Волги
59ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10 °C1-±1,1±0,8±0,7
60ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 счетчик класс точности 0,2 S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,1±0,8±0,7
61ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия") ∆t=10°C1-±1,8±1,1±0,9
ООО «РТ-ЭТ» (ОАО «ПОЗиС»)
62-63, 65ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=10°C1-±1,9±1,2±1,0
64ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия") ∆t=35 °C1—±1,9±1,2±1,1
ПС 220 кВ Узловая (ПС-30)
66, 67ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
1234567
ПС 6 кВ НПС Азнакаево
68, 69ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ПС 10 кВ НПС Муслюмово
70, 71ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ПС 35 кВ № 5 УКПН
72, 73ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ПС 110 кВ Каргали
74, 75ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
1234567
«ПС 220 кВ Студенец»
76, 77ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
«ПС 110 кВ Поповка (ПС-101) »
78, 79ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ПС 110 кВ Крыловка
80, 81ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
ТП 16-7 10/0,4 кВ ; РУ-10 кВ
82, 83ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) ∆t=20 °C1-±1,9±1,2±1,0
84-584Описание метрологических характеристик ИК, которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Номера госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 4.
Примечания: 1. В Таблице 3 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых); 2. В Таблице 3 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном . 3. В Таблице 3 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном. 4. Нормальные условия эксплуатации: параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц; параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)Uн; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц; температура окружающего воздуха: ТТ - от +15°С до +35°С;ТН- от +10°С до +35°С; счетчиков: в части активной энергии - от +21°С до +25°С, в части реактивной энергии - от +18°С до +22°С; УСПД - от +15°С до +25°С; относительная влажность воздуха - (70±5) %; атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. 5. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50±0,5) Гц; температура окружающего воздуха - от (30°С до +35°С; относительная влажность воздуха - (70±5) %; атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. для электросчетчиков: параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока - тока (0,01 ÷ 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50±0,5) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл; температура окружающего воздуха - от +15°С до +30°С; относительная влажность воздуха - (40-60) %; атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. для аппаратуры передачи и обработки данных: параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц; температура окружающего воздуха - от +15°С до +30°С; относительная влажность воздуха - (70±5) %; атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (δр), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах): ,где δp - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %; δэ -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З измерения электроэнергии, в %; К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения; Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч); Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах; Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт. Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле: , где ∆t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах). Надежность применяемых в системе компонентов: электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч; ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч. Надежность системных решений: Резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в, УСПД и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ; Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте; Регистрация событий: В журнале событий счетчика; - параметрирования; - пропадания напряжения; - коррекции времени в счетчике; Журнал УСПД : - параметрирования; - коррекция времени в счетчике и УСПД; - пропадания напряжения; Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - электросчетчика; - промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; - испытательной коробки; - УСПД; - ИВК «ИКМ Пирамида»; защита информации на программном уровне: - результатов измерений (при передаче/приеме, возможность использования цифровой подписи); - состояния средств измерений (при передаче/приеме, возможность использования цифровой подписи); - установка пароля на счетчики; - установка пароля на УСПД; -- установка пароля на ИВК «ИКМ- Пирамида». Глубина хранения информации: электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; информации о состоянии средств измерений на глубину журнала событий; при отключении питания - не менее 10 лет; УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК – 100 суток (функция автоматизирована); информации о состоянии средств измерений на глубину журнала событий; сохранение информации при отключении питания - 3 года; ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений – за весь срок эксплуатации системы, но не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Комплектность. Комплект поставки приведен в таблице 4, 5, 6 и 7. Таблица 4.
№ пп.№ т. и.Точка измеренийСредство измеренийНаименование измеряемой величины
123456789
ПС «Новый Кинерь»
УСПДКонтроллерСИКОН С1  15236-03Энергия, мощность, время
11162070001107101ВЛ-110кВ Н.Кинерь-Илетьтрансформатор напряжения,ТННКФ-110-57У1; 110000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 14205-94Первичное напряжение, U1
2 2 162070001107202 ВЛ-110кВ Н.Кинерь-Шиньша трансформатор напряжения, ТННКФ-110-57 У1; 110000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 14205-94Первичное напряжение, U1
123456789
33162070001107903ОМШВ-110кВ ПС Н.Кинерьтрансформатор напряжения, ТННКФ-110-57У1; Коэфф. тр. 110000/100Кл.т. 0,5№Гос.р. 14205-94Первичное напряжение, U1
44162070001208101ВЛ-35 кВ Н.Кинерь- Мариецтрансформатор напряжения, ТНА, В: ЗНОМ-35; С: ЗНОМ-35-65; 35000:ν3 /100: ν3Кл.т. 0.5 № Гос. р. 912-54; № Гос. р. 912-70Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Кукмор»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
5 5 162070011107101  Отпайка от ВЛ-110кВ В.Поляны-Малмыж на ПС Кукмор  ТН трансформатор напряженияНКФ-110; Коэфф. тр. 110000:ν3/100:ν3 Кл.т. 0,5№ Гос. р. 26452-04Первичное напряжение, U1
66 ОМВ-110кВ ПС КукморТН трансформатор напряженияНКФ-110; Коэфф. тр. 110000:ν3/100:ν3 Кл.т. 0,5№ Гос. р. 26452-04Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Сардек»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
77162070012213101Отпайка от ВЛ-110 кВ В.Поляны- Малмыж на ПС Сардек ввод 10 кВ Т1ТН трансформатор напряженияНАМИТ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 16687-07Первичное напряжение, U1
8  8  16207001231810  Отпайка от ВЛ-110 кВ В.Поляны-Малмыж на ПС Сардек ТСН-1  ТТ трансформаторы токаТОП 0,66; Коэфф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5№ Гос. р. 28565-05Первичный ток, I1
123456789
ПС «Кучуково»
УСПДКонтроллерСИКОН С1  №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
99162080002108101ВЛ-35 кВ Кучуково-В.ЯтчиТН трансформатор напряженияНАМИ-35; Коэфф. тр. 35000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 19813-09Первичное напряжение, U1
ПС «Кр.Бор»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
10  10  16208000310810  ВЛ-35 кВ Кр.Бор-Быргында  трансформатор напряжения НАМИ-35 Коэфф. тр. 35000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 19813-09Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Бавлы»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
11 11162070008208201 ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево- Уязы Тамак (7-711-37) ТН трансформатор напряженияЗНОМ-35; Коэфф. тр. 35000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 912-54Первичное напряжение, U1
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
1212 Ф.7-02трансформатор напряженияНАМИ-6; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
1313Ф.7-17трансформатор напряженияНТМИ-6; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
ПС «Тумутук»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гoc. р. 15236-03Энергия, мощность, время
1414162070009208201ВЛ-35 кВ Тумутук-Юзеевотрансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ1; 35000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 19813-09Первичное напряжение, U1
123456789
1515162070009314101ПС Тумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04трансформатор напряженияНАМИ-10; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
ПС «Александровка»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
1616162070006214101ПС Александровка ф.6кВ 08-01трансформатор напряженияНТМИ-6; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
123456789
1717162070006214102ПС Александровка ф.6 кВ 08-02трансформатор напряжения, ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
1818162070006214103ПС Александровка ф.6 кВ 08-03трансформатор напряжения, ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
19 19 162070006214104 ПС Александровка ф.6 кВ 08-04трансформатор напряжения ТННТМИ-6; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
123456789
2020162070006214105ПС Александровка ф.6 кВ 08-05трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
2121162070006214106ПС Александровка ф.6 кВ 08-06ТН трансформатор напряженияНТМИ-6; 6000/100 Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
2222162070006214107ПС Александровка ф.6 кВ 08-07ТН трансформатор напряженияНТМИ-6; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
123456789
2323162070006214108ПС Александровка ф.6 кВ 08-08трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100 Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
2424162070006214109ПС Александровка ф.6 кВ 08-09трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
2525162070006214110ПС Александровка ф.6 кВ 08-10трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
123456789
2626162070006214111ПС Александровка ф.6 кВ 08-11трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
2727162070006214112ПС Александровка ф.6 кВ 08-12трансформатор напряжения ТННТМИ-6; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 380-49Первичное напряжение, U1
ПС «Ютаза»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос.р.15236-03Энергия, мощность, время
28281620700010214100ПС Ютаза ф.6 кВ 45-01трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
29291620700010214100ПС Ютаза ф.6 кВ 45-02трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Kл.т. 0,2№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
30301620700010214100ПС Ютаза ф.6 кВ 45-03трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
31311620700010214100ПС Ютаза ф.6 кВ 45-04трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
32321620700010214100ПС Ютаза ф.6 кВ 45-05трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
33 33 1620700010214100 ПС Ютаза ф.6 кВ 45-08 трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
3434162070010214107ПС Ютаза ф.6 кВ 45-09трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2 №Гос.р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
3535162070010214108ПС Ютаза ф.6 кВ 45-10трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2 № Гос.р. 11094-87Первичное напряжение, U1
3636162070010214109ПС Ютаза ф.6 кВ 45-12трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
3737162070010214110ПС Ютаза ф.6кВ 45-13трансформатор напряжения ТННАМИ-10; 6000/100Кл.т, 0,2 №Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
38 38162070010214111 ПС Ютаза ф.6 кВ 45-14 трансформатор напряжения ТННАМИ-10; Коэфф, тр. 6000/100Кл.т. 0,2 №Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
3939162070010214112ПС Ютаза ф.6 кВ 45-15ТН трансформатор напряженияНАМИ-10; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,2№Гос. р. 11094-87Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Свияжск»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
4040162070013107101ВЛ-110 кВ Тюрлема-Зеленодольская с заходом на ПС Свияжсктрансформатор напряженияНКФ110-83У1; 110000/100 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 1188-84Первичное напряжение, U1
ПС «Раково»
УСПДКонтроллерСИКОН С1  №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
41 41162070003107101 ВЛ-110кВ Раково-Ишеевка трансформатор напряженияНКФ110-83У1; 110000/100Кл.т. 0,5 №Гос.р.1188-84Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Болгары»
УСПДКонтроллерСИКОН С1  №Гос.р. 15236-03Энергия, мощность, время
4242162070004107101ВЛ-110кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевкатрансформатор напряженияНКФ-110-57У1; 110000/100Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14205-94Первичное напряжение, U1
ПС «Иске-Рязап»
УСПДКонтроллерСИКОН С1  №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
4343162080001108201ВЛ-35 кВ Иске-Рязап - Тиинск с заходом на ПС Хмелевкатрансформатор напряженияЗНОМ-35-65; К. тр. 35000:ν3 /100:ν3 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 912-70Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Нурлат»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
4444162070014107301 ВЛ-110кВ Нурлат-Ч .Вершины ТН трансформатор напряженияЗНОГ-110; Коэфф. тр. 110000/100Кл.т. 0,2 № Гос. р. 23894-07Первичное напряжение, U1
4545162070014107102 ВЛ-110кВ Нурлат-Кошки с отп. на ПС Р.Васильевка ТН трансформатор напряженияЗНОГ-110; Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,2 № Гос. р. 23894-07Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Бугульма-500»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
4646162030001103102ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетовотрансформатор напряженияНКФ-500; Коэфф. тр. 220000/100 Кл.т. 1,0 №Гос. р. 3159-72Первичное напряжение, U1
4747162030001205103ВЛ-220 кВ Бугульма-АксаковоТН трансформатор напряженияНКФ-220-58; Коэфф. тр. 220000:ν3/100:ν3 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 14626-00Первичное напряжение, U1
123456789
48 48  ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы трансформатор напряжения ТННКФ-220-58; 220000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14626-00Первичное напряжение, U1
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
49 49 162030001307101ВЛ-110кВ Бугульма- Елизаветинка 1 трансформатор напряжения ТНЗНОГ-110; 110000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,2 № Гос. р. 23894-07Первичное напряжение, U1
123456789
5050162030001307201ВЛ-110кВ Бугульма- Елизаветинка 2трансформатор напряжения ТНЗНОГ-110; 110000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,2 № Гос. р. 23894-07; № Гос.р. 23894-02Первичное напряжение, U1
5151162030001307901ОВ-110кВ ПС Бугульма-500трансформатор напряжения ТНЗНОГ-110; 110000: ν3/100:ν3Кл.т. 0,2№Гос. р. 23894-07Первичное напряжение, U1
5252162030001408101В-35 кВ Плавки гололеда* ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 1; ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 2; ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетово; ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково; ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазытрансформатор напряжения ТНЗНОМ-35-65; 35000/100Кл.т. 0,5 № Гос. р. 912-70Первичное напряжение, U1
123456789
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
535316203000120520ВЛ-220 кВ Бугульма-Михайловскаятрансформатор напряженияНКФ-220-58 У1; 220000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14626-95Первичное напряжение, U1
5454162030001205101ВЛ-220 кВ Бугульма-СевернаяТН трансформатор напряженияНКФ-220-58 У1; 220000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,5 №Гос.р. 14626-95Первичное напряжение, U1
123456789
5555162030001205901 ОВ-220 кВ ПС Бугульма-500 ТН трансформатор напряженияНКФ-220-58 У1; Коэфф. тр. 220000:ν3 /100:ν3 Кл.т. 0,5 №Гос.р. 14626-95Первичное напряжение, U1
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос.р. 15236-03Энергия, мощность, время
5656162030001103101ВЛ-500 кВ Бугульма-Азоттрансформатор напряженияНКФ-500; Коэфф. тр. 500000/100Кл.т. 1,0 № Гос. р. 3159-72Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Кутлу-Букаш»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос.р. 15236-03Энергия, мощность, время
5757162050003105101ВЛ-220 кВ К.Букаш-В.Полянытрансформатор напряжения ТННКФ-220-58 У1; 220000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14626-95Первичное напряжение, U1
ПС «Киндери-500»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
58 58 162030002103101 ВЛ-500кВ Киндери - Помары трансформатор напряженияНКФ-500; 500000/100Кл.т. 1,0 №Гос. р. 3159-72Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Зеленодольская»
МЭС Волги
УСПДКонтроллерСИКОН С1  №Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
5959162050002105101ВЛ-220 кВ Зеленодольская-Помарытрансформатор напряжения ТННАМИ-220УХЛ1; 220000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,2№ Гос. р. 20344-05Первичное напряжение, U1
6060162050002105102 ВЛ-220 кВ Зеленодольская-Волжская ТН трансформатор напряженияНАМИ-220 УХЛ1; Коэфф. тр. 220000:ν3 /100:ν3Кл.т. 0,2 № Гос. р. 20344-05Первичное напряжение, U1
123456789
6161162050002105902ОМВ - 220 кВ ПС Зеленодольскаятрансформатор напряжения ТННАМИ-220 У1; 220000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,2 № Гос. р. 20344-00Первичное напряжение, U1
ООО «РТ-ЭТ» (ОАО «ПОЗиС»)
6262ВЛ 110 кВ. Серго-1 в ОРУ 110 кВ. ПС Зеленодольскаятрансформатор напряженияНКФ-110-83/57; 110000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1188-84Первичное напряжение, U1
6363ВЛ 110 кВ. Серго-2 в ОРУ 110 кВ. ПС Зеленодольскаятрансформатор напряженияНКФ-110-83/57; 110000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1188-84Первичное напряжение, U1
123456789
6464ЗРУ-6кВ. яч.19. ПС Зеленодольскаятрансформатор напряжения ТННАМИ-10-95 УХЛ2; 10000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 20186-05Первичное напряжение, U1
6565ОМВ 110 кВ. ПС Зеленодольскаятрансформатор напряжения ТННКФ-110-83/57; 110000:ν3/100:ν3Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1188-84Первичное напряжение, U1
ПС «Узловая»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 21741-03Энергия, мощность, время
6666 Ф.30-06трансформатор напряжения ТННАМИ-10-95УХЛ2; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-05Первичное напряжение, U1
123456789
6767162070012213101Ф.30-13трансформатор напряжения ТННАМИ-10-95УХЛ2; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-05Первичное напряжение, U1
ПС «Азнакаево»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
6868 Ф.21-06ТН трансформатор напряженияНАМИ-10-95УХЛ2; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-00Первичное напряжение, U1
123456789
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
6969Ф.21-07трансформатор напряжения ТННАМИ-10-95УХЛ2; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-00Первичное напряжение, U1
ПС «Муслюмово»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
7070 Ввод 1 Т1трансформатор напряжения ТННТМИ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
123456789
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
7171Ввод 2 Т2ТН трансформатор напряженияНТМИ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
ПС «УКПН»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
7272 Ф.5-01трансформатор напряженияНАМИ-10-95 УХЛ2; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-00Первичное напряжение, U1
123456789
7373Ф.5-19трансформатор напряжения ТННАМИ-10-95УХЛ2; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 20186-00Первичное напряжение, U1
СчетчикСЭТ-4ТМ.02.2; Iном=1 А; R=5000 имп/квт-чКл.т. 0,5/0,5№ Гос. р. 27524-04Энергия акт.Wp Энергия реактивная,Wq, Календарное время
ПС «Каргали»
УСПДКонтроллерСИКОН С70 № Гос. р. 28822-05Энергия, мощность, время
7474 Яч.105трансформатор напряженияTJP4; 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 17083-08Первичное напряжение, U1
7575Яч.206трансформатор напряженияTJP4; Коэфф. тр. 6000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 17083-08Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Студенец»
УСПДКонтроллерСИКОН С1 № Гос. р. 15236-03Энергия, мощность, время
7676 10кВ АТ-1трансформатор напряженияНТМИ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
777716207001221310110кВ АТ-2трансформатор напряженияНТМИ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Поповка»
УСПДКонтроллерСИКОН С70 № Гос. р. 28822-05Энергия, мощность, время
7878 Т-1трансформатор напряженияНАМИТ-10; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 16687-07Первичное напряжение, U1
7979Т-2ТН трансформатор напряженияНАМИТ-10; Коэфф. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 16687-07Первичное напряжение, U1
123456789
ПС «Крыловка»
УСПДКонтроллерСИКОН С70  № Гос. р. 28822-05Энергия, мощность, время
8080 Яч.9трансформатор напряженияНТМИ-10-66 УЗ; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
81 81Яч.46трансформатор напряженияНТМИ-10-66 УЗ; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,5№ Гос. р. 831-69Первичное напряжение, U1
123456789
ТП 16-7 10/0,4кВ г.Наб.Челны
8282 Яч.7трансформатор напряженияНОЛП-10 У2; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 27112-04Первичное напряжение, U1
8383Яч.8трансформатор напряженияНОЛП-10 У2; К. тр. 10000/100Кл.т. 0,2№ Гос. р. 27112-04Первичное напряжение, U1
Таблица 5
Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета
№ пп.№ т. и.Точка измеренийНаименование системы, номер Госреестра
12345
Татэнергосбыт_Удмуртская энергосбытовая компания
8484 182070004208101ПС Киясово ВЛ-35 кВ Кучуково-Киясово Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Удмуртэнерго" регистрационный № 32195-06.
8585 182070004208102ПС Киясово ВЛ 35 кВ Чекалда-Киясово с отп. на ПС Салья (оп.30) 
8686 182080009113101 ПС Салья ввод 10 кВ Т1 
Татэнергосбыт_Чувашская энергосбытовая компания
8787 212070007107101 ПС Шемурша, ВЛ Шемурша-Дрожжаное, 110кВ Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Чувашэнерго" регистрационный №33167-06.
8888 212130002218101 Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Кр. Вазан КТП №1 
8989 212130003218101 Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Кр. Вазан КТП №2 
9090 212130004218101  Отпайка от ВЛ 10 кВ №12 М. Цильна - Село Убей на н.п. Канаш КТП №3 
9191212130005218101  Отпайка от ВЛ-10 кВ № 4 Чечкабы-В.Лощи на н.п. Н.Байдеряково КТП № 1 
9292 212130006218101  Отпайка от ВЛ-10 кВ № 4 Чечкабы-В.Лощи на н.п. Н.Байдеряково КТП № 2 
9393212130007218101 Отпайка от ВЛ-10 кВ № 4 Чечкабы-В.Лощи на н.п. Н.Байдеряково КТП № 3 
12345
9494 212130008218101  Отпайка от ВЛ-10 кВ № 4 Чечкабы-В.Лощи на н.п. Н.Байдеряково КТП № 4 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Чувашэнерго" регистрационный №33167-06.
9595212130009218101 Отпайка от ВЛ-10 кВ № 4 Чечкабы-В.Лощи на н.п. Н.Байдеряково КТП № 5 
Татэнергосбыт_ФСК ЕЭС_МЭС Урала
9696 182030001103101 ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ Кармановская ГРЭС Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Удмуртская" регистрационный № 46469-10.
9797182030001103201 ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ Нижекамская ГЭС 
9898163030002103101  ВЛ-500 кВ НкГЭС-Удмуртская Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09.
Татэнергосбыт_ФСК ЕЭС_МЭС Урала (по сетям Кировской области)
9999 432050010207201 ПС-220 кВ Вятские поляны; ВЛ-110 кВ Каенсар Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ. "Вятские Поляны" регистрационный № ЕМНК. 466454.030-001
100100 432050010207901ОМВ-110кВ ПС 220кВ Вятские Поляны
12345
Татэнергосбыт_ФСК ЕЭС_МЭС Волги с 01.02.2011, Код: 1600000544, Число точек измерения: 1
101101 632030001103104 ПС Куйбышевская ВЛ-500 кВ ЗайГРЭС-Куйбышевская Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Куйбышевская" регистрационный № 45877-10.
102102 163030001103401 ВЛ 500 ЗайГРЭС-Куйбышевская Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09.
Татэнергосбыт_ФСК ЕЭС_МЭС Волги (по сетям Республики Чувашия) с 01.02.2011, Код: 1600000533, Число точек измерения: 6
103103 212050001107102 ВЛ 110 кВ Тюрлема-Федоровская (Нурлаты) Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ. Тюрлема ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги регистрационный №50900-12.
104104 212050001207202 ВЛ 110 кВ Тюрлема-Бишбатман 
105105 212050001207901 ПС Тюрлема ОВ-110 кВ 
106106 212050002105101 ВЛ-220 кВ Канаш-Студенец-1 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ. Канашская ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги регистрационный №50885-12.
107107 212050002105201 ВЛ-220 кВ Канаш-Студенец-2 
108108 212050002105901  ШОВ, 220кВ 
12345
Татэнергосбыт_ТГК Уруссинская ГРЭС_с 01.02.2011, Код: 1600000540, Число точек измерения: 20
109 109  161120002214101  Ф1 Бемитный завод ЦРП 6 кВ Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ЗАО "ТГК Уруссинская ГРЭС" регистрационный №40521-09.
110110 161120002214102 Ф5 пос.Северный ЦРП 6 кВ
111111 161120002214103  Ф6 Жил.Пос. №2 ЦРП 6 кВ 
112112 161120002214104  Ф7 ЗАО УХЗ ЦРП 6 кВ 
113113 161120002214105  Ф8 Жил.Пос. №1 ЦРП 6 кВ 
114114 161120002214106  Ф9 ООО Бетон+ ЦРП 6 кВ 
115115 161120002214107  Ф10 Резерв Водозабор ЦРП 6 кВ 
116116 161120002214108  Ф13 Электросоединитель ЦРП 6 кВ 
117117 161120002214201  Ф20 Электросоединитель ЦРП 6 кВ 
118118 161120002214202  Ф22 ДОК, Башнефтехснаб ЦРП 6 кВ 
119119 161120002214203  Ф23 Водоканал ЦРП 6 кВ 
120120 161120002214204  Ф24 Водозабор ЦРП 6 кВ 
121121 161120002214205  Ф26 Апсалямовский к-т ЦРП 6 кВ 
122122 161120002214301  Ф30 ЗАО УХЗ ЦРП 6 кВ 
123123 161120002214302  Ф32 Очистные сооружения ЦРП 6 кВ 
124124 163070001107102  ВЛ 110 кВ Азнакаево-1 
125125 163070001107104  ВЛ 110 кВ Каракашлы 
126126 163070001107201  ВЛ 110 кВ Азнакаево-2 
127127 163070001107203  ВЛ 110 кВ Александровка 
128128 163070001107901  ОВ-110 кВ УГРЭС 
12345
Татэнергосбыт_ГК_Казанская ТЭЦ-1, Код: 1600000400, Число точек измерения: 65
129129 161150001114107  яч 2 ТП-1824 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09. .
130130 161150001114108  яч 5 ТП-397 
131131 161150001114109  яч 6 Эл.депо 
132132 161150001114110  яч 10 ПО"Свияга" 
133133 161150001114111  яч 16 ПО"Радиоприбор" 
134134 161150001114112  яч 19 ОАО МЕЛИТА 
135135 161150001114113  яч 20А ТП-353 
136136 161150001114114  яч 21 ТП-328 
137137 161150001114115  яч 22 ТП-272 ТП-267 
138138 161150001114116  яч 23 ОАО "Нэфис Косметика" 
139139 161150001114117  яч 24 Казгорэлектротранс 
140140 161150001114118  яч 25А ТП-272 
141141 161150001114119  яч 25Б "Сувар-Казань" 
142142 161150001114120  яч 26 ОАО"Спартак" 
143143 161150001114122  яч 28 ТП-306 РП-9 
144144 161150001114123  яч 29 ТП-383, РП-17 
145145 161150001114124  яч 31 З-д "Точмаш" 
146146 161150001114125  яч 33 ОАО"Карамай" 
147147 161150001114126  Яч 15Б- ООО «Бахетле» 
148148 161150001114127  яч 30А ООО "Мегаполис" 
12345
149149 161150001114128  яч 27А РТП-128 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" регистрационный №48055-11
150150 161150001114204  яч 39 З-д "Точмаш" Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09.
151151 161150001114205  яч 41 ОАО "Татмебель" 
152152 161150001114206  яч 43А ТП-472 
153153 161150001114207  яч 43Б "Сувар-Казань" 
154154 161150001114208  яч 46 ОАО "Нэфис-косметика" 
155155 161150001114209  яч 53 Казгорэлектротранс 
156156 161150001114210  яч 54 ЗАО "Кварт", ЗАО ПФК "Тройка" 
157157 161150001114211  яч 56А ТП-353 
158158 161150001114212  яч 57 Метро 
159159 161150001114213  яч 58 ОАО МЕЛИТА 
160160 161150001114214  яч 59 ОАО"Спартак" 
161161 161150001114215  яч 40А ООО "Мегаполис" 
162162 161150001114228  яч 42А РТП-128 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" регистрационный №48055-11
12345
163163 161150001114306  яч 64А "СК Кирова" Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09.
164164 161150001114307  яч 64Б "СК Кирова" 
165165 161150001114308  яч 70Б ЗАО "Кварт" 
166166 161150001114309  яч 70В з-д "Точмаш" 
167167 161150001114310  яч 71А Гипермаркет "Кольцо" 
168168 161150001114311  яч 71В ЗАО "Кварт" 
169169 161150001114312  яч 74А Метро 
170170 161150001114313  яч 74Б "СК Кирова" 
171171 161150001114314  яч 76А Метро 
172172 161150001114315  яч 76Б Квартал 146 
173173 161150001114409  яч 80Б Метро 
174174 161150001114410  яч 80В З-д "Точмаш" 
175175 161150001114411  яч 83А Квартал Б 
176176 161150001114412  яч 83Б "СК Кирова" 
177177 161150001114413  яч 83В Метро 
178178 161150001114414  яч 86А КЭС ТП-1824 
179179 161150001114415  яч 90А Гипермаркет "Кольцо" 
180180 161150001114416  яч 90Б ГИБДД 
181181 161150001114417  яч 91А ЗАО"Кварт" 
182182 161150001114418  яч 91Б ЗАО"Кварт" 
183183 161150001114419  яч 93А "СК Кирова" 
184184 161150001114420  яч 93Б "СК Кирова" 
185185 161150001114421  яч 84Б- ООО «Бахетле» 
12345
186186 161150001114422  яч.84В ТП-2465 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания"зав. № 02 регистрационный №44925-10
187187 161150001114423  яч.86Б ТП-2464 
188188 163070002107101  ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-1 Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Генерирущая компания" зав. № 01 регистрационный №41375-09.
189189 163070002107102  ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Новокремлевская 
190190 163070002107201  ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-2 
191191 163070002107202  ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Западная 
192192 163070002107203  Т-1(110кВ) 
Поверкаосуществляется по документу ТЭС 055.215.00.00.00 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в 2013 г. Перечень основных средств поверки: средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88; средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003; средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ; средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ«Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.; средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.; средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФ-ТРИ в 2004г. средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.; радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»: ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)». ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S». ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии». ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия». ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений: осуществление торговли и товарообменных операций
ЗаявительООО «ЭнергоСервисСпец» Адрес: 420030, РТ, г. Казань, ул. Большая, д. 80
Испытательный центрГосударственный центр испытаний средств измерений ФБУ «ЦСМ Татарстан» (ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан») Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул.Журналистов, 24 тел./факс: (843) 291-08-33 Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30065-09 действителен до 01 декабря 2014 г.