Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" пятая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 61245-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань |
| 61245-15: Описание типа СИ | Скачать | 228.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61245-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" пятая очередь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 07 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61245-15: Описание типа СИ | Скачать | 228.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание
АИИС 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 (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 12.
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 №28822-05), 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).
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 (Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".
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 макетовXML 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 Г осреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 4.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) 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;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) 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 электропитания 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 происходят 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 с.
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 с.
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 заранее форматах (макетах типа 80020) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 200» 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, хранения и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
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 обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 5
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 6
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 7
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 8
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 9
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Таблица 10
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО - MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений - высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Технические характеристики
Состав ИИК и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
|
Параметр |
Значение |
|
Параметры питающей сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц |
220± 22 50 ± 1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от - 20 до + 55 от - 40 до + 50 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
500; 220; 35; 10; 6; |
|
Первичные номинальные токи, кА |
3; 2; 1,5; 1,2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15; 0,1 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
1;5 |
|
Количество точек учета (ИИК) шт. |
41 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки |
±5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 12
|
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид измеряемой энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «ЭнергоСбытовая Компания Башкортостана» | ||||||||
|
1 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово |
SAS^^ 0,2S Ктт=3000/1 Г осреестр № 25121-07 |
ТЕМР-550; КТ 0,2 Ктт 500000/100, Госреестр №2547403 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
2 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово(резерв) |
SAS-550; КТ 0,2S Ктт=3000/1 Г осреестр № 25121-07 |
ТЕМР-550; КТ 0,2 Ктт 500000/100, Госреестр №2547403 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
3 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
4 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково (резерв) |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
6 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв) |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
7 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ОВ -220 кВ |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
8 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ОВ -220 кВ (резерв) |
ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
9 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) Плавка гололеда 35кВ |
ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Г осреестр № 3689-73 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 912 70 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
10 |
ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) Плавка гололеда 35кВ(резерв) |
ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Г осреестр № 3689-73 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 912 70 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС «Бавлы» | ||||||||
|
11 |
ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711 |
ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
12 |
ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711(резерв) |
ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,7 |
±1,9 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
ПС «Тумутук» | ||||||||
|
13 |
ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево |
ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Г осреестр № 26417-06 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
14 |
ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево(резерв) |
ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Г осреестр № 26417-06 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,7 |
±1,9 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
15 |
ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04 |
ТОЛ10; КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
16 |
ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04 (резерв) |
ТОЛ10; КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,7 |
±1,9 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
ПС «Ютаза» | ||||||||
|
17 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-05 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
18 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-15 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энергосбытовая компания» (ООО «Башнефть-добыча» в границах республики Башкортостан) | ||||||||
|
ПС «Александровка» | ||||||||
|
19 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-01 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
20 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-02 |
ТОЛ-10-1-1У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
21 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-03 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
22 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-04 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
23 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-05 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
24 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-06 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
25 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-07 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
26 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-08 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
27 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-09 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 7069-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
28 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-10 |
ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
29 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-11 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-07 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
30 |
ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-12 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 706907 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
ПС «Ютаза» | ||||||||
|
31 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-01 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
32 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-02 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
33 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-03 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
34 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-04 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
35 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-08 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 | |||||||
|
36 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-09 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 |
|
±3,4 |
±4,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |
|
37 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-10 |
ТОЛ-10 КТ 0,5Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 | |
|
±3,4 |
±4,2 | ||||||||
|
38 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-12 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 | |
|
±3,4 |
±4,2 | ||||||||
|
39 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-13 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 | |
|
±3,4 |
±4,2 | ||||||||
|
40 |
ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-14 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОНС1 Г осреестр № 1523603 |
активная реактивная |
±1,6 |
±1,8 | |
|
±3,4 |
±4,2 | ||||||||
|
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала | |||||||||
|
ПС «Щелоков-500» | |||||||||
|
41 |
ВЛ 500 кВ Щелоков-Удмуртская |
SAS 550 КТ 0,2S Ктт=2000/1 Г осреестр №25121-07 |
VEOS 525 КТ 0,2 Ктн= 500000/100 Г осреестр №37113-08 |
СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр №2752404 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,9 |
±1,0 | |
|
±2,4 |
±2,5 | ||||||||
Таблица 13
|
Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета | ||||
|
№ пп. |
№ т. и. |
Точка измерений |
Наименование системы, номер Г осреестра | |
|
Код точки измерений |
Наименование точки измерений | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК |
ЕЭС МЭС Урала | |||
|
1 |
42 |
182030001103101 |
ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВКармановская 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. |
|
2 |
43 |
182030001103201 |
ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ «500кВ Щелоков» | |
|
ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энерго Сбытовая Компания Башкортостана» | ||||
|
3 |
44 |
023030001103102 |
ВЛ-500кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская (от Кармановской ГРЭС до опоры 113) |
Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» регистрационный №58406-14, в которую информация поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» регистрационный №52559-13. |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-ином до 1,02 •ином;
• сила тока от 1ном до 1,2^ 1ном, cosq>=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9- ином до 1,1 •ином;
• сила тока от 0,05- 1ном до 1,2 -1ном ;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до 60°С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
- для сервера от 10 до 40°С
- для УСПД от минус 10 °С до 40°С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983
2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.После замены измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
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» пятая очередь».
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 (др), рассчитываютсяпо следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
,где
кк.* 1оо%Л
—------}
ЮООРГц, )
дР - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
дэ-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:
it
й™.™, =-------* 100 %
*™ир- збоотф
где,
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тер - 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 14.
Таблица 14
|
№ п/п |
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количеств о, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Трансформатор тока |
SAS-550 |
25121-07 |
6 |
|
2 |
Трансформатор тока |
ТФНД-220 |
3694-73 |
9 |
|
3 |
Трансформатор тока |
ТФНД-35 |
3689-73 |
3 |
|
4 |
Трансформатор тока |
ТФН-35 |
3690-73 |
2 |
|
5 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35А-У1 |
26417-06 |
2 |
|
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ10 |
7069-02 |
34 |
|
7 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-1 У2 |
15128-07 |
14 |
|
8 |
Трансформатор напряжения |
ТЕМР-550 |
25474-03 |
3 |
|
9 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 |
14626-06 |
6 |
|
10 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
912-70 |
3 |
|
11 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
19813-09 |
2 |
|
12 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
1 |
|
13 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
20186-00 |
2 |
|
14 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
380-49 |
2 |
|
15 |
Трансформатор напряжения |
VEOS 525 |
37113-08 |
3 |
|
16 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
36697-08 |
5 |
|
17 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.02 |
20175-01 |
8 |
|
18 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
28 |
|
19 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
|
20 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С1 |
15236-03 |
8 |
|
21 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
|
22 |
Информационно-вычислительный комплекс |
ИКМ «Пирамида» |
45270-10 |
1 |
|
23 |
Программное обеспечение |
"Пирамида 2000" |
- |
1 |
|
24 |
Методика поверки |
ТЭС 055.215.00.05.00ПМ |
- |
1 |
|
25 |
Формуляр |
ТЭС 055.215.00.05.00 ФО |
- |
1 |
|
26 |
Руководство по эксплуатации |
ТЭС 055.215.00.05.00РМ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.05.00ПМ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь. Методика поверки», утвержденному ЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- 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 сметодикой 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 «ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденной в 2003 г.;
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной в 2005 г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы«Г лонас»,GlobalPositioningSystem (GPS).
Сведения о методах измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета (АИИС КУЭ) ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь». ТЭС 055.215.00.05.00 МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общиетехнические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
