Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0
| Номер в ГРСИ РФ: | 82443-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону", г.Ростов-на-Дону |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82443-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 011 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 82443-21: Описание типа СИ | Скачать | 478.9 КБ | |
| 82443-21: Методика поверки МП ЭПР-339-2021 | Скачать | 11.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «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 включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ Богородская, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС |
A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Б. Ремонтное, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
4 |
ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сандатовская -Виноградовская |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
5 |
ПС 110 кВ Сандатовская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Сандатовская - Городо-виковская |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/\3/100/\3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
6 |
ПС 35 кВ Первомайская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Первомайская - Воробьевская |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/\3/100/\3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
7 |
ПС 35 кВ Краснопартизанская, ОРУ-35 кВ, СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ; |
ТОЛ-35 III Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/\3/100/\3 Рег. № 912-07 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
0,9 1,5 |
1,6 3,2 | ||
|
8 |
ПС 35 кВ Краснопартизанская, КРУН-10 кВ, СШ 10 кВ, ВЛ 10 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
9 |
ПС 35 кВ Чапаевская, РУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Чапаевская -Яшалта - 1 с отпайкой на ПС Яшал-тинская |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фаза: А ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фаза: С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
10 |
ПС 110 кВ Джан-гар, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТВГ-УЭТМ®-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С |
НДКМ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С |
А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Джан-гар, ОРУ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТВГ-УЭТМ®-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С |
НДКМ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 Фазы: А; В; С |
А1805КАЕ-Р4ОБ- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
12 |
ПС 110 кВ Элиста Западная, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская |
ТВГ-110 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 4,1 |
|
13 |
ПС 110 кВ Элиста Западная, ОРУ 110 кВ, ШОВ 110 кВ |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
14 |
ПС 110 кВ Ремонт-ненская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ремонтненская -Б.Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
А1802КАЕ-Р4ОБ- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
15 |
ПС 110 кВ Заветин-ская, ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Заветинская -Советская |
ТФЗМ-110Б-1 У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
А1802RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
16 |
ПС 110 кВ Б.Ремонтное, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ремонт-ненская -Б.Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар |
ТГМ-110 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С |
А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях |
±5 с | ||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
|
°С |
от 0 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 III |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
1 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-УЭТМ®-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТГМ-110 |
9 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1 У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
НДКМ-110 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
14 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер базы данных на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-339-2021 |
1 |
|
Формуляр |
ТНСЭ.366305.011.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0», аттестованном
ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
