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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 74144-19 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 359110.05.2018. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск.

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" АЭС 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" АЭС 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
74144-19
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС
Обозначение типаНет данных
ПроизводительФилиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 359110.05.2018
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 1-26 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в автоматическом режиме синхронизирует время УСПД. Для ИК 27, 28 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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 Ростовка, Ввод 6 кВ №1ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№9143-06НАМИ-10 У2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№51198-12СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-17ARIS-28xx Рег.№67864-17
2ПС 110 кВ Ростовка, Ввод 6 кВ №2ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59НАМИ-10 У2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№51198-12СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
3ПС 35 кВ Чатры, Ввод 6 кВ №1ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
4ПС 35 кВ Чатры, Ввод 6 кВ №2ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
5ПС 35 кВ Чатры, ВЛ 6 кВ ф.09ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22192-07НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
6ПС 110 кВ Яшлоу, Ввод 6 кВ №1ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96НАМИ КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№60002-15СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
Продолжение таблицы 2
7ПС 110 кВ Яшлоу, Ввод 6 кВ №2ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96НАМИ КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№60002-15СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
8ПС 110 кВ З.Елга, Ввод 6 кВ №1ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
9ПС 110 кВ З.Елга, Ввод 6 кВ №2ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-05НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28xx Рег.№67864-17
10ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №1ТПЛ-10-М КТ0.2s Ктт=600/5 Рег.№22192-07НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
11ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №2ТПЛ-10-М КТ0.2s Ктт=600/5 Рег.№22192-07НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
12ПС 110 кВ Якеево, Ввод 6 кВ №1ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
13ПС 110 кВ Якеево, Ввод 6 кВ №2ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
14ПС 110 кВ Якеево, ВЛ 6 кВ ф.05ТЛК-СТ КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№58720-14НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
15ПС 110 кВ Якеево, ВЛ 6 кВ ф.24ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№1276-59НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
16ПС 110 кВ Карамалы, Ввод 6 кВ №1ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-69НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
17ПС 110 кВ Карамалы, Ввод 6 кВ №2ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-69НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
18ПС 110 кВ Карамалы, ВЛ 6 кВ ф.07ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№2473-69НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
Продолжение таблицы 2
19ПС 110 кВ Карамалы, ВЛ 6 кВ ф.13ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№2473-69НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08ARIS-28хх Рег.№67864-17
20ПС 35 кВ Якшибай, Ввод 6 кВ №1ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
21ПС 35 кВ Якшибай, Ввод 6 кВ №2ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=6000/100 Рег.№11094-87СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
22ПС 35 кВ Якшибай, ВЛ 6 кВ ф.05ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22192-07НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12ARIS-28хх Рег.№67864-17
23ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.01ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-06НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№16687-13Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
24ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.04ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22192-07НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
25ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.08ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-06НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11ARIS-28xx Рег.№67864-17
26ПС 35 кВ Чалпы, ВЛ 6 кВ ф.12ТВК-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№8913-82НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-00Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07ARIS-28xx Рег.№67864-17
27ПС 35 кВ Бишмунча, ВЛ 35 кВ 22 - 25ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№47124-11НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12СИКОН С70 Рег.№28822-05
28ПС 35 кВ Бикасаз, ВЛ 35 кВ 43 - 45ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№47124-11НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-09СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12СИКОН С70 Рег.№28822-05
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 КТ – класс точности, Ктт (Ктн) – коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения).
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИКВид электроэнергииМетрологические характеристики
1234
21.Активнаяреактивная±0,9±2,5±3,1±4,6
10, 11.Активнаяреактивная±0,8±1,8±1,6±2,3
1-9, 12-20, 22, 27, 28.Активнаяреактивная±1,1±2,8±3,2±4,7
23, 26.Активнаяреактивная±1,2±3±3,5±4,9
24, 25.Активнаяреактивная±1±2,6±3,5±4,9
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК28
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, ч140000 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 менее85 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.
Трансформаторы токаТПОЛ-109
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-102
Трансформаторы токаТОЛ 10-16
Трансформаторы токаТПЛ-10-М12
Трансформаторы токаТЛМ-102
Трансформаторы токаТЛМ-109
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-35-IV4
Трансформаторы токаТПОФ8
Трансформаторы токаТЛК-СТ2
Трансформаторы токаТВК-102
Трансформаторы токаТЛК-106
Трансформаторы напряженияНТМИ-63
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазныеНАМИ2
Трансформаторы напряженияНАМИ-10 У23
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-662
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95УХЛ22
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазныеНАМИ-10-95УХЛ21
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряженияНАМИТ-104
Трансформаторы напряженияНАМИТ-101
Трансформаторы напряженияНАМИ-101
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М1
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М1
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М22
Счетчики электрической энергии статические трехфазныеМеркурий 2343
Счетчики электрической энергии трехфазные статическиеМеркурий 2301
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С702
Контроллеры многофункциональныеARIS-28xx10
Устройства синхронизации времениУСВ-21
Комплексы информационно-вычислительныеИКМ-Пирамида 2
Программное обеспечениеПирамида 20001
Методика поверкиМП.359110.05.20181
ФормулярПФ.359110.05.20181
Руководство по эксплуатацииРЭ.359110.05.20181
Поверкаосуществляется по документу МП.359110.05.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «31» августа 2018 г. Основные средства поверки – по НД на измерительные компоненты: ТТ – по ГОСТ 8.217-2003; ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011; Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М. Приложение. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.; Счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.; Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.; УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.; Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.; ИКМ-Пирамида по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы 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» АЭС ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ЗаявительФилиал ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети (Филиал ОАО «Сетевая компания» АЭС) ИНН 1655049111 Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Шевченко, 13 Телефон (факс): (8553) 30-36-59, (8553) 45-71-10
Испытательный 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.