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 - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 58379-14
Производитель / заявитель: ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург
Скачать
58379-14: Описание типа СИ Скачать 142.2 КБ
Нет данных о поставщике
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 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 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
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) 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

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 58379-14
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

58379-14: Описание типа СИ Скачать 142.2 КБ

Описание типа

Назначение

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.

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-

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 СИКОН 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.

Программное обеспечение

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 - Метрологические 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 энер-гии/мощности

CalcLeak-age.dll

3

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

Продолжение Таблицы 1

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 «Пира-

мида», 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.

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.

Технические характеристики

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 электро-энергии

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

яТ(%

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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

9

Яч. «Г-5»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2568 Зав. № 8038

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2816

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109067011

СИКОН С70 Зав. № 03894

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

10

10

Яч. «Г-6»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 7181 Зав. № 7257

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062088

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

11

11

Яч. «РМЗ-1»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1147 Зав. № 0809

НАМИТ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5740

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062114

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

12

12

Яч. «Г-7»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1136 Зав. № 1121

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064238

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

13

13

Яч. «ФФП»

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 0256 Зав. № 0352

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062219

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ПС110/6 кВ «ЗТВС»

14

14

Яч. «ТВ-6»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 11124 Зав. № 27259

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 124

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062012

СИКОН С70 Зав. № 01633

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

15

15

Яч. «ТВ-9»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 72386 Зав. № 11133

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061141

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

16

17

Яч. «ТВ-14»

ТВК-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 21398 Зав. № 21311

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3406

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064174

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ПС 110/10 кВ «Тепличная»

17

19

Яч. «ТЧ-1»

ТЛМ-10-1

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 9549 Зав. № 3626

НАМИ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0104082281

СИКОН С70 Зав. № 01548

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

18

20

Яч. «ТЧ-3»

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1905 Зав. № 8569

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

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

19

21

Яч. «ТЧ-4»

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 5963 Зав. № 5970

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063102

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

20

22

Яч. «ТЧ-6»

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 8436 Зав. № 1908

НАМИ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062155

СИКОН С70 Зав. № 01548

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ПС 35/6 кВ «МЖК»

21

23

Ввод Т-1

ТОЛ-10-1 7У2

Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 19790 Зав. № 19793

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 384

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062159

СИКОН С70 Зав. № 05402

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

22

24

Ввод Т-2

ТОЛ-10-1 7У2

Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 19791 Зав. № 19792

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 392

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123265

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

ПС 35/6 кВ «Южная»

23

25

Яч. «Юж-

11»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 3112 Зав. № 1231

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 598

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062062

СИКОН С70 Зав. № 01286

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

24

26

Яч. «Юж-

16»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1144 Зав. № 1219

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062166

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

25

28

Яч. «Юж-

17»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 3115 Зав. № 3015

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123271

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,1

26

29

Яч. «Юж-21»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 12837 Зав. № 12816

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071851

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

27

30

Яч. «Юж-14»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1201 Зав. № 1220

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062157

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

28

31

Яч. «Юж-

12»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1082 Зав. № 1100

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062228

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

29

32

Яч. «Юж-115»

ТПЛ-10-М-1

У2

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

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0104081895

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,6

±8,1

30

33

Яч. «Юж-110»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1186 Зав. № 1217

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

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061160

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

31

34

Яч. «Юж-111»

ТЛК-10-6 У3

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 7283 Зав. № 0838

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

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062200

СИКОН С70 Зав. № 01286

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

32

35

Яч. «Юж-

19»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1242 Зав. № 1212

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062079

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

33

36

Яч. «Юж-

20»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1184 Зав. № 1206

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068003

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

34

37

Яч. «Юж-

13»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 4116 Зав. № 4094

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061227

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

35

38

Яч. «Юж-113»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1236 Зав. № 1238

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064124

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

36

39

Яч. «Юж-

15»

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1189 Зав. № 1240

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062220

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,5

±6,0

ПС 35/6 кВ «Очистные сооружения»

37

41

Яч. «КСМ»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 98855 Зав. № 19391

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1074

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062063

СИКОН С70 Зав. № 01706

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

38

42

Яч. «Г-1»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 62448 Зав. № 61673

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803103314

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

39

43

Яч. «Г-2»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 58882 Зав. № 61537

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10876

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062105

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

40

44

Яч. «Г-3»

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 63512 Зав. № 63554

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061228

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ПС 35/10 кВ «Стеблицкая»

41

45

Яч. «СТ-11»

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 57318 Зав. № 62026

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2070

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062045

СИКОН С70 Зав. № 01299

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СМВ-5 10 кВ

42

46

СМВ-5

ТЛМ-10-1 У3

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1183 Зав. № 1184

НТМИ-10-66 У3

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3269

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062236

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ЦРП-6 кВ «АЗПФИ»

43

47

Яч. «АГ-1»

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 6031 Зав. № 6212

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 Зав. № 0109064154

СИКОН С70 Зав. № 01321

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

ЦРП-6 кВ «АЭТЗ»

44

48

Яч. «База КПС»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 5566 Зав. № 5089

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8753

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109065033

СИКОН С70 Зав. № 01492

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

45

50

Яч. «Ф-19

ОМЗ-1»

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 34760 Зав. № 26129

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062093

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

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

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

47

53

Яч. ф. 33 «ОУ-68/4»

ТПЛ-10-М-1

У2

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

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062161

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,7

±8,1

АТЭЦ ГРУ-6 кВ

48

54

Яч. «Ф-610»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3912 Зав. № 7862

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

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

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062211

СИКОН С70 Зав. № 01486

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

49

55

Яч. «Ф-64»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 6866 Зав. № 6865

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062086

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

50

56

Яч. «Ф-69-1»

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 63858 Зав. № 60439

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120072329

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

51

57

Яч. «Ф-69-2»

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 60507 Зав. № 64324

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120071742

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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:^3/100:^

3

Зав. № 2000271

Зав. № 2000271

Зав. № 2000271

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

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6RV

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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

Активная

Реактивная

±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) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 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) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 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 cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- 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 cos9 = 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 tв = 2 ч;

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

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

Лист № 13

Всего листов 16

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;

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

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного 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).

Знак утверждения типа

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.

Комплектность

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

Поверка

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 отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчика СЭТ-4ТМ.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-4ТМ.03М  - 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 счетчи

ками 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 %.

Сведения о методах 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 документы

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 к применению

- при осуществлении торговли.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
5838-91
ИС 157 Термометры сопротивления
АООТ "Загорский оптико-механический завод" (ЗОМЗ), г.Сергиев Посад
В Госреестре описания нет.
58380-14
UFL-30, UFP-20 Расходомеры ультразвуковые
Фирма "TOKYO KEIKI Inc.", Япония
Расходомеры ультразвуковые UFL-30, UFP-20 предназначены для измерений объёмного расхода и объёма однородных и акустически проводящих жидкостей (очищенная, речная, морская вода и др.), протекающих в напорных трубопроводах.
58381-14
Пульсар Т, Пульсар К Счетчики воды
ООО НПП "Тепловодохран", г.Рязань
Счетчики воды Пульсар Т, Пульсар К предназначены для измерений объема воды, протекающей по трубопроводам систем горячего, холодного водоснабжения и сетевой воды, протекающей по трубопроводам систем теплоснабжения.
58382-14
НЕВА 3 Счетчики электрической энергии электронные трехфазные
ООО "Тайпит-Измерительные Приборы" (Тайпит-ИП), г.С.-Петербург
Счетчики электрической энергии электронные трехфазные НЕВА 3 непосредственного или трансформаторного включения предназначены для измерения активной энергии в трёхфазных, трех- или четырехпроводных цепях переменного тока номинальной частоты 50 Гц.