| Номер в госреестре | 90033-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) ООО "Нижнекамская ТЭЦ" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго" (ООО "ТатАИСЭнерго"), г. Казань |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, формирования отчетных документов, передачи информации коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и субъектам ОРЭ и другим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании первичных токов измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные токи и фазные напряжения, поступающие на измерительные входы счетчика электроэнергии по проводным линиям. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены к шкале координированного времени UTC (SU).
Обработанная информация со счетчиков по каналам связи промышленной сети RS-485 поступает на входы преобразователей интерфейсов и по локально-вычислительной сети (ЛВС) поступает на 2-й уровень.
На верхнем (втором) уровне выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование поступающей информации, хранение измерительной информации и оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений в виде xml файла формата 80020 (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) от сервера сбора данных «АИИС Пирамида» осуществляется по электронной почте ответственному работнику ООО «Нижнекамская ТЭЦ», имеющему электронно-цифровую подпись (ЭЦП), а также другим заинтересованным лицам.
Далее макет загружается в ПО «АРМ Участника ОРЭ» разработки АО «АТС», подписывается и отправляется посредством сети Internet в ПАК АО «АТС».
АИИС КУЭ состоит из двух уровней с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя ИИК и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: сервер сбора данных «АИИС Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0»; устройство синхронизации системного времени (УССВ) - блок коррекции времени ЭНКС-2 (далее БКВ ЭНКС-2) (рег. № 37328-15); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); автоматизированные рабочие места (АРМ); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- измерение активной электроэнергии нарастающим итогом;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC (SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC (SU) показаний счетчиков электрической энергии;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного
рынков электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется координированное время UTC (SU).
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, ИВК). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым БКВ ЭНКС-2. Коррекция времени в БКВ ЭНКС-2 происходит от ГЛОНАСС/-приемника.
ИВК синхронизирует время с БКВ ЭНКС-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час. Коррекция времени сервера с временем БКВ ЭНКС-2 осуществляется независимо от расхождения с временем БКВ ЭНКС-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1,0 с.
Сличение времени счетчика с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени
более ±1,0 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 03. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2.0» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.0 |
| Цифровой идентификатор ПО(по MD5) Наименование программного модуля ПО: BinaryPackControls.dll CheckDataIntegrity.dll ComZECFunctions.dll ComModbusFunctions.dll ComStdFunctions.dll DateTimeProcessing.dll SafeValuesDataUpdate.dll SimpleVerifyDataStatuses.dll SummaryCheckCRC.dll ValuesDataProcessing .dll | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| № | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Сервер | |||
| п/п | ТТ | ТН | Счетчик | УС СВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-1 18 кВ | ТШЛ 20-1 Ктт=8000/5 КТ 0,2 Регистрационный №4016-74 | ЗНОМ-20-63 Ктн 1800С)/\3:1С)С)/\3 КТ 0,5 Регистрационный №51674-12 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | БКВ ЭНКС-2 Регистрационный № 37328-15 | Сервер сбора данных «АИИС Пирамида» |
| 2 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-2 18 кВ | ТШЛ 20-1 Ктт=8000/5 КТ 0,2 Регистрационный №4016-74 | ЗНОМ-20-63 Ктн 18000/\3:100/\3 КТ 0,5 Регистрационный №51674-12 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 3 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-3 6 кВ | ТШЛ 20-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Регистрационный №4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=6000/\3:100/\3 КТ 0,5 Регистрационный №1593-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 4 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-4 10 кВ | ТВ-ЭК Ктт=10000/5 КТ 0,2S Регистрационный №39966-10 | ЗНОЛ Ктн 10500/\3:100/\3 КТ 0,5 Регистрационный №46738-11 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 5 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 1Р, яч. 5, РА-1 | ТВЛМ-10 Ктт=1500/5 КТ 0,5 Регистрационный №1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 6 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 1Р, яч. 6, РБ-1 | ТВЛМ-10 Ктт=1500/5 КТ 0,5 Регистрационный №1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 7 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 1Р, яч. 7, 1РПА | ТВЛМ-10 Ктт=1500/5 КТ 0,5 Регистрационный №1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 8 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 1Р, яч. 8, 2РПБ | ТВЛМ-10 Ктт=1500/5 КТ 0,5 Регистрационный №1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 2РП, яч.12, КЛ-6 кВ Трансформатор №93Т | ТВЛМ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 Регистрационный №1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | БКВ ЭНКС-2 Регистрационный № 37328-15 | Сервер сбора данных «АИИС Пирамида» |
| 10 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 7Р, яч.14, КЛ-6 кВ Трансформатор №91Т | ТОЛ-НТ3-10 Ктт=100/1 КТ 0,2S Регистрационный №51679-12 | НАЛИ-НТ3 Ктн=6300/100 КТ 0,2 Регистрационный №70747-18 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 11 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 9Р, яч.14, КЛ-6 кВ Трансформатор №92Т | ТЛМ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5 Регистрационный №2473-69 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Регистрационный №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 12 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-1 | ТФНД-220-IV Ктт=1000/1 КТ 0,5 Регистрационный №65291-16 | НКФ-220 Ктн= 220000/^3:100/^3 КТ 0,5 Регистрационный №26453-04 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 13 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-2 | ТФНД-220-IV Ктт=1000/1 КТ 0,5 Регистрационный №65291-16 | НКФ-220 Ктн= 220000/^3:100/^3 КТ 0,5 Регистрационный №26453-04 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 14 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-3 | ТРГ-УЭТМ® Ктт=500/1 КТ 0,2S Регистрационный №53971-13 | ЗНГ-УЭТМ® Ктн= 110000/^3:100/^3 КТ 0,2 Регистрационный №53343-13 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 15 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-4 | ТРГ-УЭТМ® Ктт=1000/1 КТ 0,2S Регистрационный №53971-13 | НКФ-220 Ктн= 220000/^3:100/^3 КТ 0,5 Регистрационный №26453-04 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 16 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-5 | ТРГ-220 II* Ктт=1000/1 КТ 0,2S Регистрационный №33677-07 | НКФ-220 Ктн= 220000/^3:100/^3 КТ 0,5 Регистрационный №26453-04 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | БКВ ЭНКС-2 Регистрационный № 37328-15 | Сервер сбора данных «АИИС Пирамида» |
| 17 | Нижнекамская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, секция 7Р, яч.13, КЛ-6 кВ Трансформатор №77Т | ТОЛ-НТЗ-10 Ктт=300/1 КТ 0,2S Регистрационный №51679-12 | НАЛИ-НТ3 Ктн=6300/100 КТ 0,2 Регистрационный №70747-18 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 18 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-5 10 кВ | ТВ-ЭК Ктт=10000/5 КТ 0,2S Регистрационный №39966-10 | ЗНОЛ Ктн 1050С)/\3:1С)С)/\3 КТ 0,5 Регистрационный №46738-11 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 19 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-6 10 кВ | GSR Ктт=10000/5 КТ 0,2S Регистрационный №55008-13 | UGE Ктн=10500/\3:100/\3 КТ 0,2 Регистрационный №55007-13 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 20 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-6 | TAG 245 Ктт=500/1 КТ 0,2S Регистрационный №29694-08 | TVG 245 Ктн= 220000/\3:100/\3 КТ 0,2 Регистрационный №38886-14 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 21 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ 20Т | трг Ктт=300/1 КТ 0,2S Регистрационный №49201-12 | ЗНГ-УЭТМ® Ктн= 110000/\3:100/\3 КТ 0,2 Регистрационный №53343-13 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 22 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ТГ-7 10 кВ | GSR Ктт=10000/5 КТ 0,2S Регистрационный №55008-13 | UGE Ктн=10500/\3:100/\3 КТ 0,2 Регистрационный №55007-13 | СЭТ-4ТМ.03МТ КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 | ||
| 23 | Нижнекамская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ Т-7 | TAG 245 Ктт=500/1 КТ 0,2S Регистрационный №29694-08 | TVG 245 Ктн= 220000/\3:100/\3 КТ 0,2 Регистрационный №38886-14 | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный №74679-19 |
Продолжение таблицы 2___________________________________________________________
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 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики | |
| Границы основной погрешности, (±6) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2, 3 | активная реактивная | 1,1 1,3 | 1,2 1,7 |
| 4, 15, 16, 18 | активная реактивная | 0,8 1,0 | 1,0 1,3 |
| 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 13 | активная реактивная | 1,8 2,4 | 1,9 3,1 |
| 10, 14, 17, 19, 20, 21, 22, 23 | активная реактивная | 0,6 0,8 | 0,8 1,2 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с
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 характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 23 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 1 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| COSф | от 0,5 до 1,0 |
| simp | от 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| сервера, °С | от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
| среднее время наработки на отказ, ч. | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, сут | |
| сервер: | 3 |
| среднее время наработки на отказ, ч. | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут | 45 |
| при отключении питания, лет | 10 |
| сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет | 3,5 |
Примечания:
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизированна).
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации 85138332.711212.148 РЭ и паспорт-формуляра 85138332.711212.148 ФО АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТШЛ 20-1 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТВ-ЭК | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 14 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТ3-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-220-IV | 6 |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-УЭТМ® | 6 |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-220 II* | 3 |
| Трансформаторы тока | GSR | 6 |
| Трансформаторы тока | TAG 245 | 6 |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-20-63 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАЛИ-НТ3 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220 | 12 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые | ЗНГ-УЭТМ® | 6 |
| Трансформаторы напряжения | UGE | 6 |
| Трансформаторы напряжения | TVG 245 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03МТ | 13 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03МТ.16 | 10 |
| Устройство синхронизации системного времени | БКВ ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер сбора данных | АИИС Пирамида | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 85138332.711212.148 ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 85138332.711212.148 РЭ | 1 |
приведены в приложении 1 «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 85138332.711212.148 МИ руководства по эксплуатации 85138332.711212.148 РЭ, аттестованная ФБУ «ЦСМ Татарстан» свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 355-01.00267-2014-2023 от 09.06.2023г.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общиетехнические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.09.2024 |
