Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0
- ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород
-
Скачать
86875-22: Методика поверкиСкачать12.8 Мб
86875-22: Описание типа СИСкачать188.9 Кб
- 17.05.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" 2.0
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), интеллектуальные приборы учета электроэнергии (ИПУЭ), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» на базе виртуальной машины VMWare, сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Для измерительных каналов (ИК) № 32 и 33 первичные токи и напряжения поступают на датчики измерения активной и реактивной энергии, входящие в состав ИПУЭ, где преобразуются в цифровые сигналы, пропорциональные мгновенной мощности, которые обрабатываются микроконтроллером ИПУЭ. Далее по полученным значениям мгновенной активной и реактивной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной и реактивной электроэнергии.
Для остальных ИК первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов ИПУЭ при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на котором осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на серверы: для ИК №№ 3-5 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», для ИК №№ 1, 2, 6-31, 34-40 на сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго», на которых осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал).
При отказе основного канала связи измерительная информация от счетчиков и УСПД по резервному каналу связи при помощи средств приема-передачи поступает на сервер ПАО «ТНС энерго НН», на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер ПАО «ТНС энерго НН» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго НН» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы ИПУЭ, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго НН» и УСВ. УСВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов серверов с соответствующими УСВ осуществляется не реже одного раза в час, корректировка часов серверов производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами соответствующих серверов осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами серверов на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК №№ 1-31, 34-40) с часами соответствующих УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов ИПУЭ (для ИК №№ 32, 33) с часами сервера филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов ИПУЭ производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД производится при расхождении показаний часов счетчиков, часов ИПУЭ и часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, часов ИПУЭ, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 013, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Пирамида-Сети».
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 2. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | «Пирамида 2000» (сервер ПАО «ТНС энерго НН», сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Владимирэнерго») | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | Metrolo- gydll | ParseBin. dll | Par- seIEC.dll | Parse- Mod- bus.dll | ParsePira mida.dll | ol rl л ^3 Й GO y GO ^ | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида-Сети» (сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» - «Нижновэнерго») | |||||||||
| Binary Pack Con- trols.dll | Check Data Integri- ty.dll | Coml ECFunc- tions.dll | ComMod- busFunc- tions.dll | Com StdFunc- tions.dll | DateTime Pro- cessing.dll | Safe Values DataUp- date.dll | Simple Verify Data Status- es.dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProce ssing.dll | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB 15476 | E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7 | BE77C56 55C4F19 F89A1B4 1263A16 CE27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B4 A560FC91 7 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056 FA4D | B6740D3 419A3BC 1A42763 860BB6F C8AB | 61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A39 | EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5 | 013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
Таблица 3 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Метрологические характеристики ИК | ||||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС 110 кВ Нава-шино, РУ 110 кВ, II СШ, ввод ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка | ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С | НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 2 | ПС 110 кВ Змейка, РУ 110 кВ, II СШ, отпайка ВЛ 110 кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 3 | ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец-Степаньково | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | ||
| 4 | ПС 110 кВ Гороховец, РУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Гороховец- Смо-лино с отп. Комплекс | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фаза: С | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | Fujitsu Siemens VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 5 | ПС 110 кВ Гороховец, ОРУ 35 кВ, 2 сек.ш., ввод ВЛ 35кВ Гороховец-Лагерная | ТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | ||
| 6 | ПС 110 кВ Шаху-нья, I СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Буреполом | ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С | НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 0,8 1,5 | 2,1 5,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 7 | ПС 110 кВ Шаху-нья, II СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Иготино | ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А; В; С | НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 0,8 1,5 | 2,1 5,0 |
| 8 | ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 35 кВ | ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 9 | ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 35 кВ | ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 10 | ПС 110 кВ Пижма, ввод Т1 10 кВ | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | EA05RALX-B-4 W Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 11 | ПС 110 кВ Пижма, ввод Т2 10 кВ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; В; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | EA05RLX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 12 | ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С | - | EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,1 | ||
| 13 | ПС 110 кВ Пижма, ввод ТСН-2 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; С | - | EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,1 | |
| 14 | ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т1 27,5 кВ | ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | |
| 15 | ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т2 27,5 кВ | ТВТ-35М Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | 41681-10 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | |
| 16 | ПС 110 кВ Буреполом, Ф-1 10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 17 | ПС 110 кВ Буреполом, Ф-2 10 кВ | ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 25433-03 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,0 1,8 | 2,2 5,1 |
| 18 | ПС 110 кВ Сява, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ввод В Л -1001 ПС Сява | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 19 | ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 2 | ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 32825-11 Фазы: А; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 | ||
| 20 | ПС 110 кВ Покров Майдан, ввод 110 кВ ВЛ 110 кВ Яд-рин 1 | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А ТФМ-110-II Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 53622-13 Фаза: С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ТФЗМ-110Б-1У1 | НКФ110-83У1 | |||||||||
| Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | |||||||||
| Рег. № 2793-71 | Рег. № 1188-84 | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив- | ||||||
| 21 | ПС 110 кВ Покров Майдан, ОВ 110 кВ | Фазы: А; В; С ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | УСВ-2 | ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | |||
| ТОЛ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Рег. № | Актив- | ||||||
| ПС 110 кВ Воро- | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | EA05RLX-P1B-3 | 41681-10 | VMware | ная | 1,3 | 3,3 | ||
| 22 | тынец, ВЛ 35 кВ | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| ЯМЗ | Рег. № 47959-11 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 16666-97 | УСВ-2 | VMware | Реак- | 2,5 | 6,4 | ||
| Фазы: А; С | Фазы: АВС | Рег. № | тивная | |||||||
| ТФЗМ-110Б-1У1 | НКФ-110-57 У1 | 41681-10 | ||||||||
| Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | |||||||||
| ПС 110 кВ Перво-майск, ОРУ-110 | Рег. № 2793-71 Фазы: А; В | Рег. № 14205-94 Фазы: А; В | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная | 1,3 | 3,3 | |||
| 23 | кВ, 1 СШ 110 кВ, | |||||||||
| ВЛ-110 кВ Перво-майск-Ельники | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фаза: С | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фаза: С | Реак тивная | 2,5 | 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| НКФ-110-57 У1 | ||||||||||
| ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | |||||||||
| 24 | ПС 110 кВ Перво-майск, 1 СШ, ввод | Рег. № 14205-94 Фазы: А; В | EA05RALX- P3B-4 | СИКОН С1 | Актив ная | 1,3 | 3,3 | |||
| ВЛ-110 кВ Перво-майск-Жегалово | Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | ||
| Рег. № 26452-06 Фаза: С | VMware | |||||||||
| ТФЗМ-110Б-1У1 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фаза: С | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware | Актив ная Реак тивная | ||||||
| 25 | ПС 110 кВ Перво-майск, ОМВ-110 кВ | Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С1 Рег. № | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||||
| Фазы: А; В; С | Рег. № 16666-97 | 15236-03 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 26 | ПС 110 кВ Починки, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Починки-Ичалки | ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: А ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В; С | НАМИ-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 Фазы: А; В НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фаза: С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 27 | ПС 35 кВ Б.Болдино, 2 СШ 35 кВ, ввод ВЛ-35 кВ Б.Болдино-Б.Игнатово | ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 28 | ПС 110 кВ Новосельская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Теньгуше-во - Новосельская | тфзм-шб-ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 29 | ПС 110 кВ Воскресенская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Воскре-сенск-Мелковка | ТФЗМ-110Б-Ш Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-11 Фазы: А; В; С | EA05RALX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,2 | 3,2 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 30 | ПС 35 кВ НИРФИ, 1 СШ 35 кВ, ввод ВЛ- 35 кВ Микря-ково - НИРФИ | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 31 | ПС 35 кВ НИРФИ, 2 СШ 35 кВ, ввод 2 ВЛ- 35 кВ Еласы - НИРФИ | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | ||
| 32 | ВЛ-10 кВ 1017 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21080, оп.110, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21005А (146); ТП №6 | - | - | РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | - | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1,6 3,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 33 | ВЛ-10 кВ 1015 от ПС 35 кВ Нарышкино, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону ТП-21071, оп.1, отпайка ВЛ-10 кВ в сторону КТП-21033А (147), КТП-21034А (148); ТП №7 | - | - | РиМ 384.02/2 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | - | УСВ-2 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1,6 3,5 | |
| 34 | ПС Сысуево РУ-35кВ, ВЛ-35 кВ Сысуево-Ленинская | ТФМ-35-II Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 17552-06 Фазы: А; С | НОМ-35-66 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 187-70 Фазы: А; С | EA05RALX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № 41681-10 | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 35 | ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод Т1-35 кВ | ТФН-35М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 36 | ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод T1-10 кВ | ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 37 | ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод ТСН 1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С | - | EA05RLX-P1B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3.3 6.4 | ||
| 38 | ПС 110 кВ Чи-стовская, ввод ВЛ-110 кВ Верещаги-но-Чистое | ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 26422-06 Фазы: А; С | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фаза: А НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: В; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 УСВ-2 Рег. № | VMware VMware | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 39 | ПС 35 кВ Сноведь, ВЛ 10 кВ, ф. 1009 | ТВК-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 8913-82 Фазы: А; С | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | EA05RLX-P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | 41681-10 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | |
| 40 | ПС Ветлуга, ВЛ-35 кВ Катунино-Ветлуга | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в времени UTC(SU), с | рабочих условиях | относительно шкалы | ±5 | |||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от Гом; соБф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и ИПУЭ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 40 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Г ц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 36, 37 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ИПУЭ и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-97): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-07): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 50000 2 80000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для ИПУЭ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для серверов: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков типов ЕвроАЛЬФА: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 74 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для ИПУЭ: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для серверов: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал ИПУЭ: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
- журнал счетчиков: параметрирования;
пропадания напряжения; коррекции времени.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
ИПУЭ;
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
ИПУЭ;
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
ИПУЭ (функция автоматизирована);
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-110Б-ГУ1 | 25 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 9 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35 УХЛ2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110-УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТВТ-35М | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФМ-110-II | 1 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-35 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФМ-35-II | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-ШБЛУ | 2 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110-УХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 11 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110-УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-35-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 32 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 3 |
| Интеллектуальные приборы учета электроэнергии | РиМ 384.02/2 | 2 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 18 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 2 |
| Источники первичные точного времени | УКУС-ПИ 02ДМ | 1 |
| Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Владимирэнерго» | Fujitsu Siemens | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Сервер филиала ПАО «Россети Центр и Приволжье» -«Нижновэнерго» | VMware | 1 |
| Сервер ПАО «ТНС энерго НН» | VMware | 1 |
| Формуляр | ТНСЭ.366305.013.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго НН» 2.0, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» 2.0
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Публичное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород» (ПАО «ТНС энерго НН»)
ИНН 5260148520
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В
Телефон: (831) 243-07-99
Факс: (831) 412-36-48
Web-сайт: nn.tns-e.ru
E-mail: info@nn.tns-e.ru