Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (8 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.
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 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | д к- о- р- и s Ji ^ u s 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 | ТП-855 (РП-25) 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч. №3, КЛ1 10 кВ Многофункционального торгово-офисного центра | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; С | ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2, 5 | 3,4 5,7 |
| 2 | ТП-855 (РП-25) 10 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, Яч. №29, КЛ2 10 кВ Многофункционального торговоофисного центра | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; С | ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2, 5 | 3,4 5,7 |
| 3 | ТП-Н63 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | РиМ 489.15 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 57003-14 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2, 1 | 3,2 5, 5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ТП-Н63 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ | Т-0,66 | | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | | РиМ 489.15 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 4 | 1000/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 | | Рег. № 57003-14 | | | Реак- | 2, 1 | 5, 5 |
| | Фазы: А; В; С | | | | | тивная | | |
| | ТП-Н258 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 | | РиМ 489.15 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| 5 | 300/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 57003-14 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 5 |
| | ТП-Н258 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 | | РиМ 489.15 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| 6 | 300/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 57003-14 | УСВ-3 Рег. № | Fujitsu PRIMERGY | Реак тивная | 2, 1 | 5, 5 |
| | | Т-0,66 Кл.т. 0,5 | | | Актив ная | | |
| | ТП-Н421 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ | | РиМ 489.15 | 64242-16 | RX2510 M2 | 1,0 | 3,2 |
| 7 | 1000/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 57003-14 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | ТП-Н421 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 | | РиМ 489.15 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| 8 | 1000/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 | | Рег. № 57003-14 | | | Реак- | 2, 1 | 5, 5 |
| | Фазы: А; В; С | | | | | тивная | | |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | ТП-Н285 10 кВ, | Кл.т. 0,5 | | РиМ 489.15 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 9 | РУ-0,4 кВ, 1 | 100/5 | - | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | СШ 0,4 кВ, Ф-1 | Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | Рег. № 57003-14 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | ТП-Н285 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ф-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | - | РиМ 489.15 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 57003-14 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2, 1 | 3,2 5, 5 |
| 11 | КТП-Э-1-1057 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С | МИР ^07.05S-57-5(10)-R-D Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 61678-15 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 12 | ПКТП-136 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2, 1 | 3,2 5, 5 |
| 13 | ПКТП-136 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ | ТТЕ-100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 14 | КТП-К-2-1043 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С | МИР ^07.05S-57-5(10)-R-D Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 61678-15 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2, 5 | 3,3 5, 6 |
| 15 | КТП-СЛ-3-412 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4кВ, Ввод 0,4кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2, 1 | 3,2 5, 5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | КТП-420 10 кВ, | Т-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- | | | Актив- | 1,0 2, 1 | 3,2 5, 5 |
| 16 | РУ-0,4 кВ, СШ 0,4кВ, Ввод 0,4кВ | - | 4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | | | ная Реак тивная |
| 17 | ПС 35 кВ Слю-саревская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 | Т0Л-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | кВ, Яч. СЛ-9, | Рег. № 32139-06 | Рег. № 831-69 | | | Реак- | 2, 5 | 5,7 |
| | ф. СЛ-9 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| 18 | ПС 110 кВ Индустриальная, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, Яч. №106, КЛ 10 кВ Яч. №106 | ТЛ0-10 Кл.т. 0,5S 600/5 | ЗН0ЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 25433-11 | Рег. № 47583-11 | | | Реак- | 2, 5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | УСВ-3 Рег. № | Fujitsu PRIMERGY | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Индустриальная, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, Яч. №207, КЛ 10 кВ Яч. №207 | | | | | | |
| 19 | ТЛ0-10 Кл.т. 0,5S 600/5 | ЗН0ЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | 64242-16 | RX2510 M2 | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 25433-11 Фазы: А; С | Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С | | | Реак тивная | 2, 5 | 5,7 |
| | КТПНкк-1250 | ТТИ-125 | | Меркурий 230 | | | Актив- | | |
| | 10 кВ, | Кл.т. 0,5 | | ART-03 PQC- | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 20 | РУ-0,4 кВ, СШ | 2000/5 | - | SIDN | | | | | |
| | 0,4 кВ, Ввод 0,4 | Рег. № 28139-12 | | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Реак- | 2, 1 | 5, 5 |
| | кВ | Фазы: А; В; С | | Рег. № 23345-07 | | | тивная | | |
| | КТПНкк-2500 | ТШЛ-0,66 | | Меркурий 230 | | | Актив- | | |
| | 10 кВ, | Кл.т. 0,5 | | ART-03 PQC- | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 21 | РУ-0,4 кВ, СШ | 3000/5 | - | SIDN | | | | | |
| | 0,4 кВ, Ввод 0,4 | Рег. № 47957-11 | | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Реак- | 2, 1 | 5, 5 |
| | кВ | Фазы: А; В; С | | Рег. № 23345-07 | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | КТПК-1000 10 | Т-0,66 У3 | | Меркурий 230 | | | Актив- | | |
| | кВ, | Кл.т. 0,5 | | ART-03 PQR- | УСВ-3 | Fujitsu | ная | 1,0 | 3,2 |
| 22 | РУ-0,4 кВ, СШ | 1500/5 | - | SIDN | Рег. № | PRIMERGY | | | |
| | 0,4 кВ, Ввод 0,4 | Рег. № 71031-18 | | Кл.т. 0,5S/1,0 | 64242-16 | RX2510 M2 | Реак- | 2, 1 | 5, 5 |
| | кВ | Фазы: А; В; С | | Рег. № 23345-07 | | | тивная | | |
| 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 №№ 1, 2, 17-19 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1, 2, 17-19 | 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 №№ 1, 2, 17-19 | 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 | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа РиМ 489.15: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа МИР С-07: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 290000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| 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 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типа Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа РиМ 489.15: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 186 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типа МИР С-07: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 131 |
| при отключении питания, лет, не менее | 16 |
| для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 114 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 85 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| 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 | Количеств о, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 27 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 7 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЕ-100 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 5 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-125 | 3 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | РиМ 489.15 | 8 |
| Счетчики электрической энергии | МИР С-07 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 3 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-320-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 33178186.411711.008.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (8 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» (8 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
81209-21: Методика поверки МП ЭПР-320-2020Скачать8.6 Мб