58379-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" д

Система предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации

Основные данные
Госреестр № 58379-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" д
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки МП 58379-14
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (На серию или на партию) E
Дата протокола Приказ 1303 п. 59 от 29.08.2014
Производитель / Заявитель

ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург

 Россия 

Юридический адрес 620062, г Екатеринбург, проспект Ленина, 101/2, офис 300Почтовый адрес 620137, г Екатеринбург, а/я 99Тел (343) 220-78-20Факс (343) 220-78-22

Скачать

58379-14: Описание типа СИ
142.2 КБ Скачать

Применение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Подробное описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 03894, Зав.№ 01633, Зав.№ 01548, Зав.№ 05402, Зав.№ 01286, Зав.№ 01706, Зав.№ 01299, Зав.№ 01321, Зав.№ 01492, Зав.№ 01486, Зав.№ 01989) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-

1 (Зав.№ 685, Зав.№ 730, Зав.№ 727, Зав.№ 607, Зав.№ 653, Зав.№ 651, Зав.№ 658, Зав.№ 640, Зав.№ 344, Зав.№ 700, Зав.№ 722) и программное обеспечение (далее - ПО).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 717), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Лист № 2 Всего листов 16

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-41, 43-51, 53-56 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-13 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 03894), для ИК № 14-16 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01633), для ИК № 17-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01548), для ИК № 21-22 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05402), для ИК № 23-36 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01286), для ИК № 37-40 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01706), для ИК № 41 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01299), для ИК № 43 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01321), для ИК № 44-47 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01492), для ИК № 48-51 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01486), для ИК № 53-56 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01989), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА, после чего сигнал передаётся на GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координиро-

Лист № 3 Всего листов 16

ванного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 42, 52, 57-60) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИ-КОН С70 (или ИВК для ИК № 42, 52, 57-60) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

ПО

В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - М

етрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeak-

age.dll

3

b1959ff70be1eb17c8

3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

1

2

3

4

5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e6649

4521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseMod-

bus.dll

3

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-

mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd32

15049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dl

l

3

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие 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».

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

Лист № 5 Всего листов 16

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.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир» и их основные метрологические характеристики_

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические

характеристики

ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

(ИВКЭ)

Основная погрешность, %

По-

грешнос ть в рабочих услови

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ях,^

ПС 110/35/10/6 кВ «Речная»

1

1

Яч. «УБР»

ТПЛ-10-М-1 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 11145 Зав. № 11146

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ВВВВ

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061240

СИКОН С70 Зав. № 03894

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

2

2

Яч. «Г-1»

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 46128 Зав. № 47529

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061123

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

3

3

Яч. «Г -2»

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 98645 Зав. № 97934

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061155

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

4

4

Яч. «Водозабор»

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 39268 Зав. № 39236

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063148

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

5

5

Яч. «Г-3»

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 05857 Зав. № 45393

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063092

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

6

6

Яч. «КСМ»

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 76987 Зав. № 28796

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062208

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

7

7

Яч. «Г -4»

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 41960 Зав. № 41906

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061125

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

8

8

Яч. «РМЗ-2»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5944 Зав. № 5943

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2816

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071933

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

Всего листов 16

Продолжение Таблицы 2_

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТЛМ-10-2 У3

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

9

9

Яч. «Г-5»

200/5

0,5S/1,0

Зав. № 2568

НТМИ-10-66

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 8038

Кл.т. 0,5

0109067011

тивная

ТЛМ-10-2 У3

10000/100

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

Зав. № 2816

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

10

10

Яч. «Г -6»

300/5 Зав. № 7181 Зав. № 7257

0,5S/1,0 Зав. № 0110062088

Реак

тивная

±2,5

±6,0

ТЛМ-10-2 У3

СЭТ-

СИКОН С70 Зав. № 03894

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

11

11

Яч. «РМЗ-1»

300/5

0,5S/1,0

Зав. № 1147

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 0809

0110062114

тивная

ТЛМ-10-2 У3

НАМИТ-10-95

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

УХЛ2

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

12

12

Яч. «Г-7»

200/5

Кл.т. 0,5

0,5S/1,0

Зав. № 1136

10000/100

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 1121

Зав. № 5740

0109064238

тивная

ТЛМ-10-2 У3

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

13

13

Яч. «ФФП»

200/5 Зав. № 0256 Зав. № 0352

0,5S/1,0 Зав. № 0110062219

Реак

тивная

±2,5

±6,0

ПС110/6 кВ «ЗТВС»

ТВЛМ-10

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

14

14

Яч. «ТВ-6»

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 11124

НТМИ-6-66

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 27259

Кл.т. 0,5

0110062012

тивная

ТВЛМ-10

6000/100

СЭТ-

СИКОН С70 Зав. № 01633

Ак-

Кл.т. 0,5

Зав. № 124

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

15

15

Яч. «ТВ-9»

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 72386

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 11133

0110061141

тивная

ТВК-10

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3406

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

16

17

Яч. «ТВ-14»

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 21398

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 21311

0109064174

тивная

ПС 110/10 кВ «Тепличная»

ТЛМ-10-1

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

17

19

Яч. «ТЧ-1»

200/5 Зав. № 9549 Зав. № 3626

0,5S/1,0 Зав. № 0104082281

Реак

тивная

±2,5

±6,0

18

20

Яч. «ТЧ-3»

ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1905 Зав. № 8569

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061125

СИКОН С70 Зав. № 01548

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ТЛМ-10-2

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

19

21

Яч. «ТЧ-4»

150/5 Зав. № 5963 Зав. № 5970

0,5S/1,0 Зав. № 0110063102

Реак

тивная

±2,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282

СЭТ-

4ТМ.03.01

СИКОН С70 Зав. № 01548

Ак

тивная

±1,3

±3,6

20

22

Яч. «ТЧ-6»

200/5

0,5S/1,0

Зав. № 8436

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 1908

0110062155

тивная

ПС 35/6 кВ «МЖК»

ТОЛ-10-1 7У2

НАМИ-10-95

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5S

УХЛ2

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,7

21

23

Ввод Т-1

1500/5

Кл.т. 0,5

0,5S/1,0

Зав. № 19790

6000/100

Зав. №

СИКОН

Реак-

±2,5

±8,1

Зав. № 19793

Зав. № 384

0110062159

С70

тивная

ТОЛ-10-1 7У2

НАМИ-10-95

СЭТ-

Зав. №

Ак-

Кл.т. 0,5S

УХЛ2

4ТМ.03.01

05402

тивная

±1,3

±3,7

22

24

Ввод Т-2

1500/5

Кл.т. 0,5

0,5S/1,0

Зав. № 19791

6000/100

Зав. №

Реак-

±2,5

±8,1

Зав. № 19792

Зав. № 392

0812123265

тивная

ПС 35/6 кВ «Южная»

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-11»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

23

25

400/5 Зав. № 3112 Зав. № 1231

0,5S/1,0 Зав. № 0110062062

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

24

26

Яч. «Юж-

16»

Кл.т. 0,5 300/5

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,5

Зав. № 1144 Зав. № 1219

Зав. № 0110062166

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-17»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03М.01

тивная

±1,1

±3,5

25

28

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 3115 Зав. № 3015

Зав. № 0812123271

Реак

тивная

±2,2

±6,1

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-21»

Кл.т. 0,5

НАМИ-10 У2

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

26

29

400/5 Зав. № 12837

Кл.т. 0,2 6000/100

0,5S/1,0 Зав. №

СИКОН С70 Зав. № 01286

Реак-

±2,2

±6,0

Зав. № 12816

Зав. № 598

0108071851

тивная

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

27

30

Яч. «Юж-14»

Кл.т. 0,5 300/5

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,5

Зав. № 1201 Зав. № 1220

Зав. № 0110062157

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-12»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

28

31

200/5

0,5S/1,0

Зав. № 1082 Зав. № 1100

Зав. № 0110062228

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТПЛ-10-М-1

У2 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 11471 Зав. № 11472

СЭТ-

Ак-

29

32

Яч. «Юж-115»

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,6

Зав. № 0104081895

Реак

тивная

±2,2

±8,1

ТЛК-10-6 У3

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 524

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-110»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

30

33

300/5

0,5S/1,0

Зав. № 1186

Зав. №

Реак-

±2,2

±6,0

Зав. № 1217

0110061160

тивная

Всего листов 16

Продолжение Таблицы 2_

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-111»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

31

34

200/5

0,5S/1,0

Зав. № 7283 Зав. № 0838

Зав. № 0110062200

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

Яч. «Юж-19»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,1

±3,5

32

35

300/5

0,5S/1,0

Зав. № 1242 Зав. № 1212

Зав. № 0110062079

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

33

36

Яч. «Юж-

20»

Кл.т. 0,5 300/5

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,5

Зав. № 1184 Зав. № 1206

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2

Зав. № 0109068003

СИКОН

С70

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

6000/100

СЭТ-

Зав. №

Ак-

Яч. «Юж-

13»

Кл.т. 0,5

Зав. № 524

4ТМ.03.01

01286

тивная

±1,1

±3,5

34

37

200/5 Зав. № 4116 Зав. № 4094

0,5S/1,0 Зав. № 0110061227

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

35

38

Яч. «Юж-113»

Кл.т. 0,5 400/5

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,5

Зав. № 1236 Зав. № 1238

Зав. № 0109064124

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ТЛК-10-6 У3

СЭТ-

Ак-

36

39

Яч. «Юж-15»

Кл.т. 0,5 400/5

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

тивная

±1,1

±3,5

Зав. № 1189 Зав. № 1240

Зав. № 0110062220

Реак

тивная

±2,2

±6,0

ПС 35/6 кВ «Очистные сооружения»

ТВЛМ-10

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

37

41

Яч. «КСМ»

300/5

0,5S/1,0

Зав. № 98855

НТМИ-6-66

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 19391

Кл.т. 0,5

0110062063

тивная

ТПЛ-10

6000/100

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

Зав. № 1074

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

38

42

Яч. «Г-1»

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 62448

Зав. №

СИКОН

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 61673

0803103314

С70

тивная

ТПЛ-10

СЭТ-

Зав. №

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

01706

тивная

±1,3

±3,6

39

43

Яч. «Г -2»

400/5

0,5S/1,0

Зав. № 58882

НТМИ-6-66

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 61537

Кл.т. 0,5

0110062105

тивная

ТПЛМ-10

6000/100

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

Зав. № 10876

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

40

44

Яч. «Г-3»

200/5 Зав. № 63512 Зав. № 63554

0,5S/1,0 Зав. № 0110061228

Реак

тивная

±2,5

±6,0

ПС 35/10 кВ «Стеблицкая»

41

45

Яч. «СТ-11»

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2070

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

СИКОН С70 Зав. № 01299

Ак

тивная

±1,3

±3,6

Зав. № 57318

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 62026

0110062045

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СМВ-5 10 кВ

ТЛМ-10-1 У3

НТМИ-10-66

СЭТ-

HP DL

Ак

Кл.т. 0,5

У3

4ТМ.03.01

380 G4

тивная

±1,3

±3,6

42

46

СМВ-5

100/5

Кл.т. 0,5

0,5S/1,0

Зав. №

Зав. № 1183

10000/100

Зав. №

GB8640P

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 1184

Зав. № 3269

0110062236

6RV

тивная

ЦРП-6 кВ «АЗПФИ»

43

47

Яч. «АГ-1»

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2530 Зав. № 2504 Зав. № 2444

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

СИКОН С70 Зав. № 01321

Ак

тивная

±1,3

±3,7

Зав. № 6031

Зав. №

Реак-

±2,5

±8,1

Зав. № 6212

0109064154

тивная

ЦРП-6 кВ «АЭТЗ»

ТПЛ-10

СЭТ-

Ак-

Яч. «База КПС»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

44

48

200/5

0,5S/1,0

Зав. № 5566 Зав. № 5089

Зав. № 0109065033

Реак

тивная

±2,5

±6,0

ТПЛМ-10

СЭТ-

Ак-

Яч. «Ф-19 ОМЗ-1»

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

45

50

100/5

0,5S/1,0

Зав. № 34760

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8753

Зав. №

СИКОН С70 Зав. № 01492

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 26129

0110062093

тивная

46

52

Яч. «Ф-32 ОМЗ-2»

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 969 Зав. № 2603

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 804101991

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ТПЛ-10-М-1

У2 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 6405 Зав. № 6406

СЭТ-

Ак-

47

53

Яч. ф. 33 «ОУ-68/4»

4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062161

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

АТЭЦ ГРУ-6 кВ

ТПОЛ-10

СЭТ-

Ак-

Кл.т. 0,5

4ТМ.03.01

тивная

±1,3

±3,6

48

54

Яч. «Ф-610»

600/5

0,5S/1,0

Зав. № 3912

3*НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1899 Зав. № 8170 Зав. № 1004

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 7862

0110062211

тивная

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03.01

Ак

тивная

±1,3

±3,6

49

55

Яч. «Ф-64»

600/5

0,5S/1,0

Зав. № 6866

Зав. №

СИКОН

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 6865

0110062086

С70

тивная

50

56

Яч. «Ф-69-1»

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5

3*НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1161 Зав. № 1510 Зав. № 10136

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. № 01486

Ак

тивная

±1,3

±3,6

Зав. № 63858

Зав. №

Реак-

±2,5

±6,0

Зав. № 60439

0120072329

тивная

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03.01

Ак

тивная

±1,3

±3,6

51

57

Яч. «Ф-69-2»

200/5 Зав. № 60507 Зав. № 64324

0,5S/1,0 Зав. № 0120071742

Реак

тивная

±2,5

±6,0

Всего листов 16

Продолжение Таблицы 2_

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 35/10 кВ «Глубокая»

52

58

ЗТП-267

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 8079751 Зав. № 8079750 Зав. № 8117804

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061026

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,6

±8,1

ПС 35/6 кВ «РИ»

53

60

Яч. «РИ-21»

ТПЛ-10-СУ3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 0567 Зав. № 0569

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 480

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062232

СИКОН С70 Зав. № 01989

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

54

61

Яч. «РИ-22»

ТПЛ-10-СУ3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 0568 Зав. № 0564

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064159

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

55

62

Яч. «РИ-3»

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 70228 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 47283

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064184

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

56

63

Яч. «РИ-27»

ТЛМ-10-1У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 7570 Зав. № 6570

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 869

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061160

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

СМВ-1 10кВ

57

64

СМВ-1

ТЛМ-10-1У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 02374 Зав. № 02578

ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000:V3/100:V 3

Зав. № 2000271 Зав. № 2000271 Зав. № 2000271

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804101977

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

СМВ-4 10кВ

58

65

СМВ-4

ТЛМ-10-1У2 Кл.т. 0,5S 50/5 Зав. № 5912 Зав. № 5911

НОМ-10-66У2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № НАВА Зав. № 7632

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804101324

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

ЗТП-260 10/0,4 кВ

59

66

ТП-260

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8110263 Зав. № 8109632 Зав. № 8110322

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811082370

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,6

±8,1

ТП-45 6/0,4 кВ

60

67

ТП-45

ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5S 75/5 Зав. № 15280 Зав. № 15281

НАМИ-10-

95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 408

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061147

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Цн; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С;

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ц н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I щ; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Г ц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 15°С до плюс 35°С;

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70 и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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 с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал контроллера СИКОН С70:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    электросчетчика;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    контроллерах СИКОН С70;

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Всего листов 16

Утвержденный тип

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») типографским способом.

Комплект

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС

КУЭ

Наименование

Тип

Госреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

22192-03

6

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

22192-07

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

13

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

14

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

24

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-00

4

Трансформаторы тока

ТВК-10

8913-82

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

15128-07

4

Трансформаторы тока

ТЛК10

9143-83

26

Трансформаторы тока с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

7

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

1261-02

6

Трансформаторы тока

ТОЛ 10

7069-79

4

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

15173-06

6

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

29390-05

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

5

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

4

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

3344-04

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

8

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-10

46738-11

3

Трансформаторы напряжения

НОМ-10-66

4947-75

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

59

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

11

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

13

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 58379-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчика СЭТ-4ТM.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04» декабря 2007 г.;

-    СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Методы измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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

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

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

Рекомендации

- при осуществлении торговли.