Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (филиал ОАО "ЛОЭСК" "Тосненские городские электрические сети")
| Номер в ГРСИ РФ: | 79801-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79801-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (филиал ОАО "ЛОЭСК" "Тосненские городские электрические сети") |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 309.01 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 79801-20: Описание типа СИ | Скачать | 600 КБ | |
| 79801-20: Методика поверки РТ-МП-7155-500-2020 | Скачать | 7.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические
средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «Русэнергосбыт», устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-09), УСВ УСВ-3 (Рег. № 51644-12. Рег. № 64242-16), сервер точного времени Метроном-50М (Рег. № 68916-17), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка
электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 1 - 44 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 45 - 61, 65 - 69 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 62 - 64 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили
мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ОАО «РЖД» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Передача информации от сервера ОАО «РЖД» на сервер ООО «Русэнергосбыт» производится автоматически путем межсерверного обмена.
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «Русэнергосбыт» и сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Умножение на коэффициенты трансформации происходит автоматически в счетчиках, либо в УСПД, либо в серверах.
Измерительные данные с сервера ПАО «Ленэнерго» и сервера ООО «Русэнергосбыт» не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML.
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера ОАО «РЖД», сервера ООО «Русэнергосбыт», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УСВ-2, УСВ-3.
Источником сигналов точного времени для сервера АИИС КУЭ является УСВ-3. Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ОАО «РЖД» и УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера ОАО «РЖД» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «РЖД» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ООО «Русэнергосбыт» и сервера точного времени Метроном-50М происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ООО «Русэнергосбыт» и сервера точного времени Метроном-50М.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера ОАО «РЖД» происходит при каждом обращении к УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера ОАО «РЖД» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 44, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 62 - 64 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Синхронизация показаний часов счетчиков ИК №№ 67, 69 выполняется непрерывно, при помощи встроенного модуля GPS/ГЛОНАСС. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 67, 69 осуществляется независимо от показаний счетчиков ИК №№ 67, 69.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Сервер АИИС КУЭ | |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1 ca480ac |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c3 91 d64271 acf405 5bb2a4d3fe 1f8f48 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Сервер ПАО «Ленэнерго» | |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида-Сети» |
|
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CheckDatalntegrity. dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate. dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC. dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «Русэнергосбыт» | |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦентр» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Сервер ОАО «РЖД» | |
|
Наименование ПО |
ПО «Энергия Альфа» |
|
Идентификационное наименование ПО |
enalpha.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «Энергия Альфа» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦентр» «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1. |
ПС 110 кВ Тосно-Новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 206, КЛ-10 кВ ф.206 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 18178-99 |
А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
- |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
2. |
ПС 110 кВ Тосно-Новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 106, КЛ-10 кВ ф.106 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 18178-99 |
А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
3. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.02 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | ||
|
4. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.03 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
5. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.05 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
6. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.09 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 0186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
7. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.04 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
8. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 0186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
9. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.08 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
- |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
10. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.24 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 25433-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
11. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.28 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
12. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.40 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 зав. № 01160651 Рег. № 31857-06 | ||
|
13. |
ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.43 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2473-00 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
14. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.02 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-02 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
15. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.03 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 30709-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
16. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.04 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 30709-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
17. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.06 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 75/5 Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
18. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
19. |
ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.11 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
- |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
20. |
ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.02 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
21. |
ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.04 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 1261-08 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
22. |
ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.05 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
23. |
ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.07 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 30709-08 |
А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |||
|
24. |
ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.08 |
ТЛК-10 кл.т. 0,5 S кт.т. 300/5 Рег. № 9143-06 ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2363-68 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
25. |
ПС 35 кВ Ульяновка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.03 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47958-11 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-13 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
26. |
ПС 35 кВ Ульяновка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.06 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-00 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
27. |
ПС 35 кВ Ульяновка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.09 |
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1856-63 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
28. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-07 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
- |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
29. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-10 |
ТПК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 22944-07 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
30. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-12 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 380-49 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
31. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-14 |
ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
32. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-16 |
ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 54717-13 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
33. |
ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-19 |
ТПФМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 814-53 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
34. |
ПС 35 кВ РЦ-11 (ПС-713), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.713-11 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 30709-11 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
35. |
ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-37 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-02 |
А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | ||
|
36. |
ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-38 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
37. |
ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-39 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 15128-03 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
38. |
ТП 6 кВ №4278, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66У3 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 40473-14 |
- |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
- |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
39. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-18 |
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 1856-63 ТВК-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 8913-82 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
40. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-23 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2473-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
41. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-26 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 2473-69 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | |||
|
42. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-31 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
43. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-25 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
А1805 RALX-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
44. |
ПС 110 кВ Керамическая (ПС199), КРУН-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-29 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 15128-01 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | ||
|
45. |
ОРУ-2 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.13, КЛ-10 кВ ф.яч.13 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-53 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 | |
|
46. |
ОРУ-2 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.15, КЛ-10 кВ ф.яч.15 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. № 1276-59 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
47. |
РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.09, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредпри ятие-1 (ф.750-505) |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 47958-11 ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 |
- |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
48. |
РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.08, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредпри ятие-2 (ф.750-302) |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47958-16 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
49. |
РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.21, КВЛ-6 кВ ф.21 Форносово |
ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36355-07 | ||
|
50. |
РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16, КВЛ-6 кВ ф.16 Форносово |
ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 47958-11 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
51. |
ППв-1015 6 кВ, отпайка от оп.4 ВЛ-6 кВ Л1304-1135 ф.21 Форносово |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 40/5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:^3/ 100:^3 Рег. № 23544-07 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
52. |
ТП 6 кВ №1546 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МД.21 кл.т. 1/2 Рег. № 51593-18 | ||
|
53. |
ТП 6 кВ №1017 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МД.21 кл.т. 1/2 Рег. № 51593-18 | ||
|
54. |
ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.05, КЛ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 400/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
55. |
ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.03, КЛ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 400/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
56. |
ТП 6 кВ №3 РУ-0,4 кВ Л-0,4 кВ дер. Мысленка-1 |
ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 |
- |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
57. |
ТП 6 кВ №1091 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36355-07 | ||
|
58. |
ВЛ-6 кВ ф.725-06, отпайка ВЛ-6 кВ от оп.13, ПКУ-6 кВ |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 кт.т. 5/5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:^3/ 100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | ||
|
59. |
ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
60. |
ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
61. |
ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ ф. Усадьба Марьино |
Т-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27779-04 | ||
|
62. |
ПС 110 кВ Поповка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.5-10 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 50/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:^3/ 100:^3 Рег. № 3344-08 |
EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 16666-97 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
Сервер ОАО «РЖД», УСВ-3, Рег. № 51644-12, сервер ООО «Русэнергосбыт», Метроном-50М Рег. № 68916-17, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
63. |
ПС 110 кВ Поповка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.1-10 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 |
EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 16666-97 | |||
|
64. |
ПС 110 кВ Поповка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.4-10 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:^3/ 100:^3 Рег. № 3344-08 |
EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 16666-97 | ||
|
65. |
ТП 10 кВ №201,РУ-10 кВ, яч.9, КЛ-10 кВ ф.яч.13 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18 |
- |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
66. |
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.2, ф.199-18 |
ТЛК-СТ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:^3/ 100:^3 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18 |
- |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
67. |
ВЛ-6 кВ ф.199-23, ПКУ-6 кВ |
- |
- |
РИМ 384.01/2 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 55522-13 | ||
|
68. |
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.7, ф.199-26 |
ТЛК-СТ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:^3/ 100:^3 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18 | ||
|
69. |
ВЛ-6 кВ ф.199-31, ПКУ-6 кВ |
- |
- |
РИМ 384.01/2 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 55522-13 |
Примечания:
1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Пределы допу измерении ак применения АИ |
скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
3 - 12, 14 - 22, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 48, 51, 62 - 66, 68 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 36, 39 - 47, 49, 50, 58 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,6 | |
|
23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
35 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
38, 54 - 57, 59 - 61 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
52, 53 (Счетчик 1,0) |
1,0 |
- |
±3,1 |
±2,9 |
±2,9 |
|
0,9 |
- |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,8 |
- |
±3,3 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
67, 69 (Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
- |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,8 |
- |
±1,4 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,7 |
- |
±1,5 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±1,6 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допу измерении ре< применения АИ |
скаемой относительной погрешности ИК при 1ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,6 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
3, 65, 66, 68 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 |
0,44 |
±6,6 |
±4,9 |
±4,1 |
±4,1 |
|
0,6 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
4 - 12, 14 - 22, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 48, 51, 62 - 64 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
±12,3 |
±4,9 |
±3,6 |
±3,2 |
|
0,6 |
±10,3 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,6 | |
|
0,71 |
±9,5 |
±3,4 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,87 |
±8,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 36, 39 - 44, 47, 50 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
- |
±7,2 |
±4,5 |
±3,2 |
|
0,6 |
- |
±5,3 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,71 |
- |
±4,4 |
±2,7 |
±2,4 | |
|
0,87 |
- |
±3,6 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
45, 46, 49, 58 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
- |
±7,2 |
±4,7 |
±4,1 |
|
0,6 |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,71 |
- |
±4,7 |
±3,6 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
±4,0 |
±3,3 |
±3,1 | |
|
23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5 ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
±8,2 |
±3,8 |
±3,1 |
±2,7 |
|
0,6 |
±7,5 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±7,3 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±7,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
35 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
- |
±6,6 |
±4,1 |
±2,7 |
|
0,6 |
- |
±4,6 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,71 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,87 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
38, 57 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
±6,4 |
±4,7 |
±3,9 |
±3,9 |
|
0,6 |
±5,0 |
±4,0 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,7 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
0,87 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
54 - 56, 59 - 61 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
±12,2 |
±4,7 |
±3,2 |
±2,8 |
|
0,6 |
±10,2 |
±3,7 |
±2,5 |
±2,4 | |
|
0,71 |
±9,4 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,87 |
±8,7 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
52, 53 (Счетчик 2,0) ГОСТ 31819.23-2012 |
0,44 |
- |
±5,8 |
±5,6 |
±5,6 |
|
0,6 |
- |
±5,6 |
±5,3 |
±5,3 | |
|
0,71 |
- |
±5,4 |
±5,1 |
±5,1 | |
|
0,87 |
- |
±5,2 |
±4,9 |
±4,9 | |
|
67, 69 (Счетчик 1,0) ГОСТ 31819.23-2012 |
0,44 |
- |
±3,5 |
±3,3 |
±3,3 |
|
0,6 |
- |
±3,4 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
0,71 |
- |
±3,3 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
0,87 |
- |
±3,2 |
±3,0 |
±3,0 |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ
к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с________________________________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погреш ности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 |
|
1 |
2 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom для ИК №№ 1 - 12, 14 - 23, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 38, 48, 51, |
от 1 до 120 |
|
54 - 57, 59 - 69; ток, % от Ihom для ИК №№ 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 35, 36, 39 - 47, 49, 50, |
от 5 до 120 |
|
52, 53, 58; коэффициент мощности |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, УСПД RTU 327, УСВ-2, УСВ-3, Метроном-50М °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800 среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики Меркурий 234: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики ЕвроАльфа: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД RTU-327: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Метроном-50М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
1 |
2 |
|
Интеллектуальные приборы учета РИМ 384.01/2 среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
180000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
43 шт. |
|
ТОЛ-10-I |
14 шт. | |
|
ТЛП-10 |
9 шт. | |
|
ТПОЛ-10 |
11 шт. | |
|
ТЛК-10 |
1 шт. | |
|
ТПЛМ-10 |
5 шт. | |
|
ТВЛМ-10 |
3 шт. | |
|
ТПЛ-10 |
8 шт. | |
|
ТПК-10 |
2 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-СЭЩ-10 |
2 шт. |
|
ТПФМ-10 |
2 шт. | |
|
ТОЛ-10 УТ2 |
5 шт. | |
|
Т-0,66У3 |
3 шт. | |
|
ТЛМ-10 |
5 шт. | |
|
ТПЛ-10-М |
6 шт. | |
|
ТШП-0,66 |
9 шт. | |
|
Т-0,66 |
12 шт. | |
|
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
2 шт. | |
|
ТЛК-СТ-10 |
4 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
6 шт. |
|
ЗНОЛП-10 |
3 шт. | |
|
ЗНОЛП-6 |
6 шт. | |
|
ЗНОЛП-НТЗ-6 |
6 шт. | |
|
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
5 шт. | |
|
НАМИТ-10 |
3 шт. | |
|
НАМИТ-10-2 |
2 шт. | |
|
НТМИ-10 |
2 шт. | |
|
НТМИ-10-66 |
2 шт. | |
|
НТМИ-6 |
1 шт. | |
|
НТМИ-6-66 |
5 шт. | |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EA05RAL-B-4 |
3 шт. |
|
А1802 RALQ-P4GB-DW-4 |
4 шт. | |
|
А1805 RAL-P4G-DW-4 |
1 шт. | |
|
А1805 RALQ-P4GB-DW-4 |
38 шт. | |
|
А1805 RALX-P4GB-DW-4 |
1 шт. | |
|
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R |
2 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05 |
4 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05.04 |
6 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
1 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД.21 |
2 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
3 шт. | |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 шт. | |
|
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии |
РИМ 384.01/2 |
2 шт. |
|
УСПД |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Сервер ОАО «РЖД» |
- |
1 шт. |
|
Сервер ООО «Русэнергосбыт» |
- |
1 шт. |
|
Сервер ПАО «Ленэнерго» |
- |
1 шт. |
|
Сервер АИИС КУЭ |
- |
1 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
УСВ-3 |
2 шт. | |
|
Сервер точного времени |
Метроном-50М |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-7155-500-2020 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.309.01 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7155-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети»).
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 01.06.2020 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД (Рег. № 51593-18) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.177РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 50460-18) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
счетчиков Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по документу МП -2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006.
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2011 г.
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РИМ 384.01/2 - по документу
«ВНКЛ.411152.048 ДИ «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РИМ 384.01/2, РИМ 384.02/2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» в 2013 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
У СВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
У СВ-3 (Рег. № 51644-12) - по методике поверки ВЛСТ.240.00.000МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
У СВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2016 г.;
Метроном-50М - по документу М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-
50М. Методика поверки» утвержденному ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России в 2017 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети») Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Смотрите также
