Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 98425-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь (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 | 98425-26 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь | ||||||
| Приказы |
№832 от
30.04.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 9b4d7bed-9c19-54d7-59f1-3d99354a6861 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО «ЭнергоПромРесурс», РОССИЯ, 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, оф. 19
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП ЭПР-849-2026 ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь. Методика поверки.
(с 30.04.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
98425-26: Описание типа
2026-98425-26.pdf
|
Скачать | 135.1 КБ | |
|
98425-26: Методика поверки
МП ЭПР-849-2026
2026-mp98425-26.pdf
|
Скачать | 4.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь (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 трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных и сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида-Сети», сервер сбора данных и сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», NTP-сервер, устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Для ИК № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго».
Для ИК № 6 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго».
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» и сервере сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От серверов один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ 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 «Регламент предоставления результатов измерений и состояний объектов измерений» 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 УСПД, часы сервера сбора данных и сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго», часы сервера сбора данных и сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго», часы NTP-сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов NTP-сервера с часами УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов NTP-сервера производится при наличии расхождении времени NTP-сервера и УСВ.
Сравнение показаний часов сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» с часами сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» с часами сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов счетчика (для ИК № 1) с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика (для ИК № 6) с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи с УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных ПАО «Россети Сибирь» - «Бурятэнерго» более ±3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для остальных ИК) с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД более ±3 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов 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. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне АРМ, типографским способом. Дополнительно заводской номер 002 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида-Сети». ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
Binary Pack Controls. dll |
Check Data Integrity. dll |
Com IECFuncti ons.dll |
ComModbu sFunctions. dll |
Com StdFunct ions.dll |
Date TimeProce ssing.dll |
Safe Values DataUp-date.dll |
Simple Verify DataStat uses.dll |
Summary Check CRC.dll |
Values DataProc essing.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 10.5 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 |
E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D475 4D5C7 |
BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 |
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 |
EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 |
D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D |
B6740D34 19A3BC1 A4276386 0BB6FC8 AB |
61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9 |
EFCC55 E91291D A6F8059 7932364 430D5 |
013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Ном ер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электр оэнерг ии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаем ой основной относитель ной погрешнос ти (±6), % |
Границы допускаемо й относительн ой погрешност и в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 110 кВ Беклемишево, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ СБ-123 (ПС 110 кВ Сосново Озерская -ПС 110 кВ Беклемишево) |
ТОГФ-110 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
A1802RALQ-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
_ |
СТВ-01 Рег. № 86603-22 |
Сервер сбора данных, сервер управлени я филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнер го», NTP-сервер |
Актив ная Реакти вная |
1,0 2,0 |
2,9 4,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
2 |
ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 |
ТВИ-35 Кл. т. 0,5S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
СТВ-01 Рег. № 86603-22 |
Сервер сбора данных, сервер управлени я филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэне рго», NTP-сервер |
Актив ная Реакти вная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
3 |
ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 |
ТВИ-35 Кл. т. 0,5 S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
A1805RLXQ-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Актив ная Реакти вная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Никольская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ ф.Н-З Харауз |
ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
A1802RL-P4GB-W-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Актив ная Реакти вная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | ||
|
5 |
ТП-349-31 ВЧТ 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
_ |
МИР C-07.05S-230-5(10)-RR-S2T2HQ-D Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 61678-15 |
МИР МК Рег. № 73640-18 |
Актив ная Реакти вная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
6 |
ПС 35 кВ Муя, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.10, ВЛ-10 кВ ф.10 Неляты |
ТВК-10 Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 8913-82 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
НАРТИС-И300-W131-A5SR1-57-5-10A-TN-RS485-P1-EHLMOQ1V-3Z/1-D Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 86200-22 |
_ |
Актив ная Реакти вная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | |||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 2, 3 для силы тока 2 % ОТ 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном; cos ф = 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 и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический 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 |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
сила тока, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 2, 3 |
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 |
|
сила тока, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 2, 3 |
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, ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С | |
|
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +5 до +35 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа А1800: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа МИР С-07: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для счетчиков типа НАРТИС-И300: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД типа RTU-325L: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для УСПД типа МИР МК среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
для СТВ-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для серверов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа А1800: |
180 |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
10 |
|
при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа МИР С-07: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
131 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для счетчиков типа НАРТИС-И300: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
90 |
|
для УСПД типа RTU-325L: |
40 |
|
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
для УСПД типа МИР МК: |
5 |
|
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
90 |
|
для серверов: |
10 |
|
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источников 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;
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи с УСПД и со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВИ-35 |
4 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии |
МИР С-07 |
1 |
|
Счетчики электроэнергии трехфазные интеллектуальные |
НАРТИС-И300 |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
2 |
|
Модемы-коммуникаторы |
МИР МК |
1 |
|
Серверы точного времени |
СТВ-01 |
1 |
|
Сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» |
_ |
1 |
|
Сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» |
_ |
1 |
|
Сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» |
_ |
1 |
|
Сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» |
_ |
1 |
|
NTP-сервер |
_ |
1 |
|
Формуляр |
ЭНПР.411711.248.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
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.