Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 74146-19 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 359116.06.2018. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Филиал ОАО "Сетевая компания" Нижнекамские электрические сети, г.Нижнекамск.

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 электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
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 электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС 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
Номер в госреестре
74146-19
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС
Обозначение типаНет данных
ПроизводительФилиал ОАО "Сетевая компания" Нижнекамские электрические сети, г.Нижнекамск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 359116.06.2018
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных; 2-й уровень –устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, ARIS-28xx и каналообразующую аппаратуру; 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы). Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации) - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и хранение измерительной информации, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. На верхнем - третьем уровне системы выполняется прием и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача полученной информации заинтересованным организациям. Передача информации от серверов АИИС КУЭ в программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД. Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с. Для ИК 22-43 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в автоматическом режиме синхронизирует время УСПД. Для ИК 1-21 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПОCalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОb1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПОCalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование ПОMetrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПОParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование ПОParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Продолжение таблицы 1
Идентификационное наименование ПОParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПОParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Идентификационное наименование ПОSynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование ПОVerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм расчета цифрового идентификатора MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4. Таблица 2 – Состав ИК
Номер ИКНаименование ИК, диспетчерское наименование присоединенияТТТНСчетчикУСПД
123456
1ПС 110 кВ Кузембетьево, В-35 кВ Т-2ТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=600/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
2ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-БахчисарайТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=150/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
3ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Татарстан 2цТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=200/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
4ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Тл. ТамакТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=150/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
Продолжение таблицы 2
5ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ РезервТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=200/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
6ПС 110 кВ Кузембетьево, СВ-35ТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=300/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
7ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ-35 резервТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=200/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
8ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Татарстан 1цТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=200/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
9ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-ТопасевоТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=150/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
10ПС 110 кВ Кузембетьево, В-35 кВ Т-1ТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=600/5 Рег.№59870-15НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
11ПС 110 кВ Кузембетьево, ТСН-1ТТИ КТ0.5s Ктт=150/5 Рег.№28139-07-Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
12ПС 110 кВ Кузембетьево, ТСН-2ТТИ КТ0.5s Ктт=150/5 Рег.№28139-07-Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
13ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-2ТЛК10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
Продолжение таблицы 2
14ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Т-1ТЛК10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
15ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-7ТОЛ-10 III КТ0.5s Ктт=100/5 Рег.№36308-07НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
16ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-5ТОЛ КТ0.5s Ктт=150/5 Рег.№47959-16НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
17ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-3ТОЛ КТ0.5s Ктт=100/5 Рег.№47959-16НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
18ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-1ТЛК10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
19ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-4ТЛК10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
20ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-6ТЛК10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
21ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Т-2ТЛК10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№9143-83НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11СИКОН С70 Рег.№28822-05
22ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-21ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
Продолжение таблицы 2
23ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-20ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
24ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-19ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
25ПС 110 кВ Жилпоселок, 1 В 10 кВ Т-1ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
26ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-9ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
27ПС 110 кВ Жилпоселок, 2 В 10 кВ Т-2ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
28ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-5ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
29ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-4ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
30ПС 110 кВ Жилпоселок, ВЛ 35 кВ Жил.Поселок-Атомстрой-1ТФЗМ-35Б-1У1 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№3689-73НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-00Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
31ПС 110 кВ Жилпоселок, В-35 кВ Т-1ТВ 35-IV КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№3198-89НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-00Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
Продолжение таблицы 2
32ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-23АТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32139-06НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
33ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-24ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
34ПС 110 кВ Жилпоселок, 3 В 10 кВ Т-1ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
35ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-29ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
36ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-30ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
37ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-31ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
38ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-34ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
39ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-35ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
40ПС 110 кВ Жилпоселок, 4 В 10 кВ Т-2ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
Продолжение таблицы 2
41ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-39ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
42ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-41ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
43ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-43ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32139-06НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 КТ – класс точности, Ктт (Ктн) – коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения).
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИКВид электроэнергииМетрологические характеристики
22-43Активнаяреактивная±1,2±3±3,5±4,9
1-10Активнаяреактивная±0,8±1,5±2,1±2,6
15-17Активнаяреактивная±1±2,6±3,2±3,2
13, 14, 18, 19, 20, 21Активнаяреактивная±1±2,6±3,5±4,9
11, 12Активнаяреактивная±1±2,5±3,2±3,2
Примечания:1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК43
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном коэффициент мощности, cosφ частота, Гц температура окружающей среды, °Сот 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном коэффициент мощности, cosφ частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °Сот 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60 от -10 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч150000 2 70000 24 35000 2 70000 1
Глубина хранения информации: счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее170 10 45 5 3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте. Регистрация событий: в журнале событий счетчика: - параметрирования; - пропадания напряжения; - коррекция времени в счетчике; журнал УСПД: - параметрирования; - пропадания напряжения. Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - электросчетчика; - промежуточных клемников вторичных цепей напряжения; - испытательной коробки; - УСПД; - сервера БД; - защита информации на программном уровне; - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); - установка пароля на счетчик; - установка пароля на УСПД; - установка пароля на сервер БД.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.
123
Трансформаторы токаТЛМ-1028
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВТТИ6
Трансформаторы тока встроенныеТВ 35-IV2
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-106
Трансформаторы токаТОЛ-10 III3
Трансформаторы токаТФЗМ-35Б-1У12
Трансформаторы токаТОЛ-1012
Трансформаторы тока опорныеТОЛ6
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ30
Трансформаторы токаТЛК1012
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-664
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группыНАЛИ-СЭЩ2
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазныеНАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряженияНАМИ-102
Продолжение таблицы 5
123
Счетчики электрической энергии статические трехфазныеМеркурий 23443
Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx1
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С701
Устройства синхронизации времениУСВ-21
Комплексы информационно-вычислительныеИКМ-Пирамида 2
Программное обеспечениеПирамида 20001
Методика поверкиМП.359116.06.20181
ФормулярПФ.359116.06.20181
Руководство по эксплуатацииРЭ.359116.06.20181
Поверкаосуществляется по документу МП.359116.06.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «21» сентября 2018 г. Основные средства поверки – по НД на измерительные компоненты: ТТ – по ГОСТ 8.217-2003; ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011; Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.; УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.; Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.; ИКМ-Пирамида по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно- вычислительные «ИКМ -Пирамида». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.; Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ЗаявительФилиал ОАО «Сетевая компания» Нижнекамские электрические сети (Филиал ОАО «Сетевая компания» НкЭС) ИНН 1655049111 Адрес: 423570, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, ул. Ахтубинская, 14 Телефон (факс): (8555) 32-23-59, (8555) 41-97-27
Испытательный центрФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.24 Телефон (факс): (843) 291-08-33 Е-mail: isp13@tatcsm.ru Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.