Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (13 очередь). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (13 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (13 очередь) (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 двухуровневую 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), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер 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 или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору 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 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 сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков 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 указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (13 очередь).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав изме

рительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

д к- о- р- и

5 К ср S я В л тр н г

^ Г) ^

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 35 кВ Гидро-стройдеталь, РУ-10 кВ,

1 СШ 10 кВ, Яч. № 1, ф. 1

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,6

2

ПС 35 кВ Гидро-стройдеталь, РУ-10кВ,

1 СШ 10 кВ, Яч. № 4, ф. 4

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,6

ТЛО-10

Кл.т. 0,5

300/5

ПС 35 кВ Гидро-

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-СЭЩ-10

Актив-

стройдеталь,

Фазы: А

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,1

3,0

3

РУ-10 кВ,

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

2 СШ 10 кВ, Яч.

ТЛО-10

Рег. № 35956-07

Рег. № 36697-08

Реак-

2,3

4,7

№ 20, ф. 20

Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: С

Фазы: А; В; С

тивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 35 кВ Гидро-

ТЛМ-10

ЗНОЛ-СЭЩ-10

Актив-

4

стройдеталь,

РУ-10кВ,

Кл.т. 0,5 400/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

2 СШ 10 кВ, Яч.

Рег. № 2473-69

Рег. № 35956-07

Рег. № 27524-04

Реак-

2, 5

5,3

№ 22, ф. 22

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

5

ПС 35 кВ Гидро-стройдеталь, РУ-10 кВ,

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

1,0

2,9

1СШ 10 кВ, Яч.

Рег. № 2473-69

Рег. № 11094-87

Реак-

2,0

4,6

№ 10, ф. 10

Фазы: А; С

Фаза: АВС

тивная

6

ПС 35 кВ Гидро-стройдеталь, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, Яч.

№ 13,ф.13

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2473-69

Рег. № 35956-07

Рег. № 36697-08

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

ВЛ 10 кВ ф. №19 Гидростройдеталь, ВЛ 10 кВ КТП-7, Оп. 20, ПКУ 10 кВ

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ARTМ-00 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,4

5,7

8

ТП №1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ ООО Машторг (26,5 кВт)

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

9

ТП №1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ ИП Костин И.В. (44,7 кВт)

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

10

КТП АГР-2-1439п 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 30/5

Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 23544-07 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-00 PR Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,4

5,7

11

ПС 35 кВ ЦСМЗ, ОРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод1 6 кВ

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фаза: АВС

Меркурий 234 ART-00 PR Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,3

5,6

12

ПС 35 кВ ЦСМЗ, ОРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод2 6 кВ

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фаза: АВС

Меркурий 234 ART-00 PR Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,3

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13

ПС 35 кВ ЦСМЗ, ОРУ-6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН1

Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

3,2 6, 1

14

ПС 35 кВ ЦСМЗ, ОРУ-6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН2

Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

3,2 6, 1

15

ВЛ 10 кВ 10-8, ВЛ 10 кВ отпайка к ТП-8-9, Оп. № 6, ПКУ 10 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,7

16

ПС 35 кВ НС-16, РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ НС-16-12

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3.0

4,7

17

ТП-810п 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ-0,4 кВ, Ввод 1

Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,3

5,6

18

ТП-810п 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ-0,4 кВ, Ввод 2

Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,3

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

ТП-2918п 6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ-6 кВ, яч. Т1

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак-

1,3 2, 5

3,4

5,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

20

ТП-2918п 6 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ-6 кВ, яч. Т2

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак-

1,3 2, 5

3,4

5,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ТП-814 10 кВ, РУ-

ТТИ-60 Кл.т. 0,5

Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,0

3,2

21

0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2, 1

5, 5

ТП-814 10 кВ, РУ-

ТТИ-60 Кл.т. 0,5

Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,0

3,2

22

0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2, 1

5, 5

23

ПС 110 кВ Мяс-ново, РУ-10 кВ, яч. № 47, КЛ 10 кВ № 47

ТОЛ-10 I Кл.т. 0,5S 800/5

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

EA05RAL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/1,0

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

Актив

ная

1,2

3,4

Рег. № 15128-07

Рег. № 3344-04

Рег. № 16666-97

64242-16

RX2510 M2

Реак-

2, 5

6,6

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

24

ПС 110 кВ Мяс-ново, РУ-10 кВ, яч. № 56, КЛ 10 кВ № 56

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 800/5

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

EA05RAL-P2B-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,2

3,4

Рег. № 1261-02

Рег. № 3344-04

Рег. № 16666-97

Реак-

2, 5

6,6

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±5 с

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 указана для ИК №№ 7, 10, 16-20, 23, 24 для тока 2 % от ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.

4    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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

24

Нормальные условия: параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 7, 10, 16-20, 23, 24

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 7, 10, 16-20, 23, 24

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

320000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ЕвроАльфа:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов Меркурий 236:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для счетчиков типа ЕвроАльфа:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

74

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (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 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Кол-во,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

10

Трансформаторы тока

ТЛО-10

11

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

5

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

5

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

6

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-60

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 I

3

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-ЭК-10

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

11

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

Счетчики электрической энергии статические

Меркурий 234

6

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 236

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ЕвроАльфа

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

1

Паспорт-формуляр

33178186.411711.013.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (13 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (13 очередь)

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

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

Развернуть полное описание