Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Иркутской обл. (ГТП Иркутская), Мурманской обл. (ПС-61), Красноярскому краю (ГТП Кемчуг, ГТП Козульская, ГТП Красная Сопка, ГТП. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Иркутской обл. (ГТП Иркутская), Мурманской обл. (ПС-61), Красноярскому краю (ГТП Кемчуг, ГТП Козульская, ГТП Красная Сопка, ГТП

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1238 п. 14 от 05.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Иркутской области (ГТП Иркутская), Мурманской области (ПС-61), Красноярскому краю (ГТП Кемчуг, ГТП Козульская, ГТП Красная Сопка, ГТП Городская №10), Челябинской области (ГТП Бишкиль) (далее по тексту - АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), RTU-327 (Госреестр № 41907-09), (для ИИК 4, 7 - 9, 35 - 38 функции ИВКЭ выполняет ИВК), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы сбора данных (ССД) региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройства синхронизации времени (УСВ), УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), УСВ УССВ-35 HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

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 (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

УСПД, установленные на ПС-61 110/10 кВ, ПС Лесозавод 110/10 кВ, ПС №10 Городская 110/10 кВ, ПС №73 Глядень 35/10 кВ, ПС №19 Козульская 110/35/10 кВ, ПС Бишкиль-тяга 110/35/6 кВ и ПС №176 110/35/27,5/10 кВ «Кемчуг»-тяговая, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 3, 5, 6, 10 - 34, 39 также в них осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные единице), хранение измерительной информации и журналов событий.

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивают УСПД ИИК 3, 10 - 34 и счетчики ИИК 4, 7 - 9, 35 - 38 и считывают с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена, через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал).

СБД ОАО «РЖД» с периодичностью 1 раз в 24 ч по GSM-каналу опрашивают УСПД ИИК 1, 2, 5, 6, 39 и считывают с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД ОАО «РЖД» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на СБД ООО «Русэнергосбыт».

СБД ООО «Русэнергосбыт» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на СБД ОАО «Оборонэнергосбыт». СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД ООО «Русэнергосбыт», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.

АРМ, установленные в центре сбора и обработки данных (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнер-госбыт», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов.

Сравнение показаний часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УССВ-35 HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УССВ-35 HVS осуществляется независимо от показаний часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УССВ-35 HVS.

Сравнение показаний часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2.

Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и СБД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация часов УСПД и СБД ОАО «РЖД» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД ОАО «РЖД» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД СИКОН С70 и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация часов УСПД и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ССД регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 3, 5, 6, 10 - 34, 39 и УСПД происходит один раз в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 3, 5, 6, 10 - 34, 39 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 3, 5, 6, 10 - 34, 39 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 4, 7 - 9, 35 - 38 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 4, 7 - 9, 35 - 38 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 4, 7 - 9, 35 - 38 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

BLD.dll

Версия 8

58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7

MD5

cachect.dll

7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d

Re-gEvSet4tm.dll

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

caches 1.dll

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

cacheS10.dll

6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO

siconsl0.dll

4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45

sicons50.dll

8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118

comrs232.dll

bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf

dbd.dll

feO5715defeec25eO62 245268ea0916a

ESClient ex.dll

27c46d43bllca3920c f2434381239d5d

filemap.dll

C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e

plogin.dll

40cl0e827a64895c32 7e018dl2f76131

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС-61 110/10 кВ, РУ-10 кВ, ф. 1

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 45359; 45381;

Госреестр №2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 362 Госреестр №831-69

EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01130202 Госреестр № 16666-07

RTU-327 Зав. № 01231 Госреестр № 41907-09

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

2

ПС-61 110/10 кВ, РУ-10 кВ, ф. 2

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 929; 1017; Госреестр №1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 390 Госреестр №831-69

EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01130298 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

3

ПС №10 Городская 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 19

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 61629; 956; Госреестр №1276-59

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1337 Госреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136773 Госреестр № 36697-12

СИКОН С70 Зав. № 06769 Госреестр № 28822-05

активная реактивная

4

ГПП-1 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 6, КЛ-6 кВ ф. 1-4

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 19340; 19354;

Госреестр №1276-59

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2067

Госреестр №380-49

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611111919 Госреестр № 36355-07

-

активная реактивная

5

ПС Бишкиль-тяга 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. № 6

ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 8257; 8530; Госреестр №30709-08

НАМИ-10-95

УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 345 Госреестр №20186-00

EA05RL-P2B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01119225 Госреестр № 16666-97

RTU-327 Зав. № 01022 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

6

ПС Бишкиль-тяга 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. № 12

ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 8493; 8256; Госреестр №30709-08

НАМИ-10-95

УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 640 Госреестр №20186-00

EA05RL-P2B-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01121143 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

7

ТП-17 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № R24117; R22239; R24133; Госреестр №28139-12

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607123053 Госреестр № 36355-07

-

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

8

ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № R21835; R20967; R24128; Госреестр №28139-12

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122819 Госреестр № 36355-07

-

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

9

РТП-541 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5

Зав. № 001775; 001784;001767; Госреестр №47176-11

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122827 Госреестр № 36355-07

-

активная реактивная

10

ПС №73 Глядень 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 9

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 1290; 45149; Госреестр №1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216

Госреестр №831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136679 Госреестр № 36697-12

СИКОН С70 Зав. № 06761 Госреестр № 28822-05

активная реактивная

11

ПС №73 Глядень 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 12

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 35406;35234;

Госреестр №1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 9А Госреестр №831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136231 Госреестр № 36697-12

активная реактивная

12

ПС №19 Козульская 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. №23

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 23510; 47427;

Госреестр №1276-59

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1707 Госреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0822126414 Госреестр № 36697-12

СИКОН С70 Зав. № 06765 Госреестр № 28822-05

активная реактивная

13

ПС №19 Козульская 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. №26

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 6646; 5870; Госреестр №1276-59

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2504 Госреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0822126423 Госреестр № 36697-12

активная реактивная

14

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 3

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 15480; 19763; Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5

Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 0004347; 0004341; 0004342; Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231031 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02735 Госреестр № 28822-05

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

15

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 5

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 19828; 19313;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5

Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 0004347; 0004341; 0004342; Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231035 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02735 Госреестр № 28822-05

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

16

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 6

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 3548;

3296;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231039 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

17

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 7

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 22567;18014;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231033 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

18

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 9

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 16390; 19078;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 1006175; 1006179; 1006177;

Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231032 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

19

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 10

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 10810; 10803;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231047 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

20

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 11

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 10804; 13482;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231043 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

21

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 13

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 19077; 25633;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 1006175; 1006179; 1006177;

Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231042 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02735 Госреестр № 28822-05

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

22

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 14

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 19075; 20108; Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231030 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

23

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 27

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 17559; 19076;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5

Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 0004263; 0004310; 0004328; Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231056 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

24

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 30

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 13605; 14307;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231040 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

25

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 31

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 18943; 13111;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231038 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

26

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 32

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 10814; 13603;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231037 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

27

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 34

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 18793; 4536;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 1006225; 1006272; 1006271;

Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231045 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02735 Госреестр № 28822-05

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

28

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 35

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 22696;22704;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231044 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

29

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 37

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 10704; 10701;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231053 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

30

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 38

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 16382; 17561;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231051 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

31

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 15

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 18795; 20310;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Зав. № 1006175; 1006179; 1006177;

Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231055 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

32

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 16

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 18944; 24582;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231052 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

33

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 25

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 20216;

1741;

Госреестр №15128-07

ЗНОЛП кл.т. 0,5

Ктн = 10000:^3/100:^3

Зав. № 0004263;0004310; 0004328; Госреестр №23544-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231025 Госреестр № 31857-06

СИКОН С70 Зав. № 02735 Госреестр № 28822-05

ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт»

активная реактивная

34

ПС Лесозавод 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 26

ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 13604; 18946;

Госреестр №15128-07

A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01231028 Госреестр № 31857-06

активная реактивная

35

РТП-35/6 кВ гарнизон Белый (ПС5 35/6 кВ), РУ-6 кВ, Т-1 ввод 6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 11679; 21407;

Госреестр №1261-02

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9061

Госреестр №380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811110652 Госреестр № 36697-08

-

активная реактивная

36

РТП-35/6 кВ гарнизон Белый (ПС-5 35/6 кВ), РУ-6 кВ, Т-2 ввод 6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 11610; 834; Госреестр №1261-02

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 117 Госреестр №380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810112406 Госреестр № 36697-08

-

активная реактивная

37

РТП-35/6 кВ ОАО «ВСКСМ», ОРУ-35 кВ, ф. 4ЦЛ

ТФН-35 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 20258; 20295; Госреестр №664-51

ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 Зав. № 1157660; 1509384; 1150781;

Госреестр №912-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811110645 Госреестр № 36697-08

-

активная реактивная

38

РТП-35/6 кВ ОАО «ВСКСМ», ОРУ-35 кВ, ф. 1ЦЛ

ТФН-35 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 10641; 20249; Госреестр №664-51

ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 Зав. № 1157695; 1157665; 1314305;

Госреестр №912-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811110673 Госреестр № 36697-08

-

активная реактивная

39

ПС №176 110/35/27,5/10 кВ «Кемчуг»-тяговая, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ ф. Т-33

ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 8393; 8394; Госреестр № 19720-00

ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 Зав. № 85498; 880894; 845132;

Госреестр №912-70

A2R-3-OL-C25-T кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01104033 Госреестр № 14555-02

RTU-327 Зав. № 2818 Госреестр № 41907-09

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— 1 изм< 1 20 %

1 20 %— 1 изм< 1 100 %

1100 %— 1 изм— 1 120 %

1 - 4, 10 - 13 , 35 - 38 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0.5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

39 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

5, 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,2

±1,8

±1,7

±1,7

0,7

±2,4

±2,0

±1,8

±1,8

0,5

±2,9

±2,4

±2,1

±2,1

7 - 9

(ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,1

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

0,7

-

±3,7

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

14 - 34, (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,6

±3,4

±2,7

±2,7

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в

погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— 1 изм< 1 5 %

I5 %— 1 изм< 1 20 %

1 20 %— 1 изм< 1 100 %

1100 %— 1 изм— 1 120 %

1 - 4, 10 - 13 , 35 - 38 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,3

±4,8

±4,2

0,8

-

±5,6

±4,1

±3,8

0,7

-

±4,9

±3,8

±3,6

0,5

-

±4,2

±3,5

±3,4

39

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

5, 6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±10,6

±3,8

±2,7

±2,5

0,8

±8,3

±3,2

±2,3

±2,2

0,7

±7,4

±2,9

±2,2

±2,1

0,5

±6,5

±2,7

±2,0

±2,0

7 - 9 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,1

±4,6

±4,0

0,8

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,7

-

±4,8

±3,7

±3,5

0,5

-

±4,2

±3,4

±3,3

14 - 34, (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1.0)

0,9

±12,1

±4,8

±3,3

±3,1

0,8

±10,1

±3,7

±2,6

±2,6

0,7

±9,4

±3,3

±2,4

±2,3

0,5

±8,7

±2,9

±2,2

±2,1

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 5, 6, 14 - 34, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 4, 7 - 13, 35 - 39;

температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК № 1 - 4, 7 - 39 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 5, 6 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и счетчики ИИК № 1 - 4, 7 - 13, 35 - 39 по ГОСТ Р 524252005, ИИК № 5, 6, 14 - 34 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- счетчик АЛЬФА - средний срок службы не менее 30 лет;

- счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- счетчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

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, УСПД, 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);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- счетчик электроэнергии АЛЬФА, ЕвроАЛЬФА, Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4

Наименование

Тип

Кол., шт.

1

2

3

Трансформатор тока

Т-0,66

3

Трансформатор тока

ТТИ

6

Трансформатор тока

ТЛП-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

42

Трансформатор тока

ТПЛ-10

14

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТФН-35

4

Трансформатор тока

ТВ

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

12

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

9

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

3

1

2

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М.04

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

9

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

A18O5RL-P4GB-DW-3

21

Счетчики электрической энергии многофункциональные

EA05RL-P2B-3

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

EA05RAL-B-4

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

A2R-3-OL-C25-T

1

Коммуникатор

С-1.02

3

Контроллер

SDM-TC65

6

Устройства сбора и передачи данных

RTU-327

3

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

3

Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт»

HP ProLiant DL180G6

3

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

5

Сервер портов RS-232

Moxa NPort 5410

3

GSM Модем

Teleofis RX100-R

3

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 1000 RM

3

Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт»

SuperMicro 6026T-NTR+ (8257)

2

GSM Модем

Criterion MC35i

2

Коммутатор

3Com 2952-SFP Plus

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 3000 RM

2

Сервер ОАО «РЖД»

HP Proliant

2

Устройство синхронизации времени

УССВ 35 HVS

2

GSM Модем

Siemens MC35i

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 3000 RM

2

Сервер ООО «Русэнергосбыт»

HP Proliant BL460c

2

Коммутатор

Cisco MDS 9124e

2

GSM Модем

Siemens TC-35

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS XL 3000

2

Устройство синхронизации времени

УССВ 35 HVS

1

Методика поверки

МП 1865/550-2014

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.1172 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1865/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Иркутской области (ГТП Иркутская), Мурманской области (ПС-61), Красноярскому краю (ГТП Кемчуг, ГТП Козульская, ГТП Красная Сопка, ГТП Городская №10), Челябинской области (ГТП Бишкиль). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2014 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

- счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «Счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

- счетчиков АЛЬФА - по документу «Счетчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ВНИИМ им. Д.И. Менделеева в 2002 г.;

- RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466.215.007МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе:

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Мурманской области (ГТП ПС61). Свидетельство об     аттестации     методики     (метода)     измерений

№ 0248/2012-01.00324-2011 г.

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» Красноярскому краю №1 (ГТП Учум, ГТП Городская ГТП Красная Сопка). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0049/2011-01.00324-2011 г.

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Красноярскому краю №3 (ГТП Северная, ГТП Кемчуг, ГТП Новоенисейская). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0050/2011-01.00324-2011 г.

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Челябинской области №2 (ГТП Гончарская, ГТП Бишкиль, ГТП Курортная, ГТП Чебаркуль). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0060/2011-01.00324-2011 г.

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Иркутской области №2 (ГТП Иркутская, Киренга, Левобережная). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0044/2011-01.00324-2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Иркутской области (ГТП Иркутская), Мурманской области (ПС61), Красноярскому краю (ГТП Кемчуг, ГТП Козульская, ГТП Красная Сопка, ГТП Городская №10), Челябинской области (ГТП Бишкиль)

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

7 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

8 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание