Приложение к свидетельству № 57695
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 17
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая
компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей
в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП
«Славянск-на-Кубани»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского
края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани
(АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного
сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из
25 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (25 точек измерений). АИИС КУЭ
реализуется в филиале ОАО «НЭСК», на энергообъектах территориально расположенных в г.
Славянск-на-Кубани Краснодарского края и его окрестностях.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001,
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001,
счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по
ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ Р
52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной
электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной
электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной
электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи
данных.
2-ой уровень – измерительно-вычислительные комплексы энергообъектов (ИВКЭ),
созданные на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ №
28822-05, зав. № 05362, 05901), выполняющих функцию устройств сбора и передачи данных
(УСПД), источников бесперебойного питания и технических средств приёма-передачи
данных, установленных на ПС 110/35/10 кВ «Центральная» и ПС 110/35/10 кВ «Славянская».
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух
центров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП
«Славянск-на-Кубани» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» включает в себя
сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного
времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1039), источник бесперебойного
питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) персонала, программное
обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.
Лист № 2
Всего листов 17
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), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства
приёма-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В
счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика
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 ИК № 1-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи
интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для ИК № 1-5 на входы УСПД СИКОН С70
(Зав. № 05362), для ИК № 6-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05901), где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностис учетомкоэффициентов
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 УСПД
устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на
верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи
стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП
«Славянск-на-Кубани», 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 справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК
АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», 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 ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата
80020 и 80030 в соответсвии 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе подключенных по интерфейсу RS-232 устройств синхронизации времени УСВ-1
(Госреестр СИ РФ № 28716-05, зав. № 1039) к серверу СД ИВК АИИС КУЭ и УСВ-2
(Госреестр СИ РФ № 41681-09, зав. № 2251, 2261) к УСПД уровня ИВКЭ. Время встроенных
часов УСВ синхронизировано с единым календарным временем, которое передается на УСВ
со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, предел
допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к
шкале координированного времени UTC от 0… 0,5 с.
УСВ, установленное на уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-
на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов сервера
Лист № 3
Всего листов 17
СД, сервера БД и АРМ персонала. Сличение времени встроенных часов сервера СД, сервера
БД и АРМ персонала со временем встроенных часов УСВ, выполняется не реже одного раз в
60 мин, погрешность синхронизации ± 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов
сервераСДосуществляетсяавтоматическинезависимоотналичияивеличины
рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов сервера СД.
Сервер СД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени
встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов сервера СД, выполняется 1 раз в
30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ
осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени
встроенных часов сервера СД и счетчика более ± 2 с.
УСВ, установленные на уровне ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП
«Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов
УСПД. Сличение времени встроенных часов УСПД со временем встроенных часов УСВ
ежеминутно, погрешность синхронизации ± 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени
встроенных часов счётчиков. Сличение времени встроенных часов счётчиков со временем
встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса.
Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется автоматически 1 раз в
сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счётчика более
± 2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Наименование про-
граммных модулей
ПО
Идентифика-
ционное на-
именование
программного
обеспечения
CalcClients.dll
MD5
CalcLeakage.dll
MD5
CalcLosses.dll
MD5
Metrology.dll
MD5
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят
программные модули, 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».
Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ.
Номер Цифровой иденти-
версии фикатор программ-
(идентификаного обеспечения
ционный но- (контрольная сумма
мер) ПОисполняемого кода)
2
34
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного обес-
печения
5
не нижеe55712d0blb219065
3 d63da949114dae4
не нижеbl959ff70belebl7c8
3 3f7b0f6d4al32f
не ниже
d79874dl0fc2bl56a0
3
fdc27elca480ac
1
Модуль вычисления
значений энергии и
мощности по груп-
пам точек учета
Модуль расчета не-
баланса энер-
гии/мощности
Модуль вычисления
значений энергии
потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, со-
держащий функции,
используемые при
вычислениях раз-
личных значений и
проверке точности
вычислений
не ниже52e28d7b608799bb3c
3 cea41b548d2c83
Лист № 4
Всего листов 17
ских величин, пе-
ParseBin.dll
MD5
ParseIEC.dll
MD5
Продолжение таблицы 1
12345
Модуль обработки
значений физиче-
не ниже6f557f885b7372613
редаваемых в би-
3 28cd77805bdlba7
нарном протоколе
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе- не ниже 48e73a9283dle6649
редаваемых по 3 4521f63d00b0d9f
протоколам семей-
ства МЭК
Модуль обработки
значений физиче-
3
bb2a4d3felf8f48
редаваемых по
ни
15049aflfd979f
ских величин, пе-ParseModbus.dll
н
е н
и
же
c391d64271acf4055
MD5
редаваемых по
протоколу Modbus
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
ParsePiram
i
da.dll
не
3
жеecf532935cala3fd32
MD5
протоколу Пира-
мида
Модуль формиро-
вания расчетных
схем и контроля
3
ecd814c4eb7ca09
целостности да
н
ныхSynchr
o
NSI.dll
не ниже530d9b0126f7cdc23
MD5
нормативно-
справочной ин-
формации
Модуль расчета
величины рассин-
3
84f5b356aldle75
хронизации и зна-VerifyTime.dll
н
е н
и
же1ea5429b261fb0e28
MD5
чений коррекции
времени
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления
«Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО
«Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации,
свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП
«ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
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 2.2
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений
согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа.
Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».
Лист № 5
Всего листов 17
Метрологические и технические характеристики
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности, коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
НТМИ-10-66
№ 795
Счётчик
2000
ТТ
2
ПС 110/35/10 кВ
«Центральная»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «Ц-7»
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
3
ПС 110/35/10 кВ
«Центральная»,
КРУН-10 кВ Т-1, фидер
«Ц-9»
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
каналы
Составизмерительно-информационныхкомплексовиметрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1 – Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ
Измерительные
Состав измерительно-информационных комплексов
Наименование объекта
учёта, диспетчерское
наименование
присоединения
ТТ
4
ТЛМ-10-1 У3
-
ТЛМ-10-1 У3
567
№ 4507
-
№ 4508
ТН
1сш
123
КТ = 0,5 А
Ктт = 100/5 В
№ 2473-69
С
КТ = 0,5 А
Ктн = 10000/100 В
№ 831-69
С
1
ПС 110/35/10 кВ
«Центральная»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «Ц-3»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0803103635
№ 36697-08
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТЛМ-10-2 У3№ 3011
В - -
СТЛМ-10-2 У3№ 3914
А
ВНТМИ-10-66№ 795
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101404
№ 36697-08
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТЛМ-10-2 У3№ 3004
В - -
СТЛМ-10-2 У3№ 3917
А
ВНТМИ-10-66№ 795
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0803102666
№ 36697-08
Лист № 6
Всего листов 17
Счётчик
ТТ
5
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
6
Счётчик
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
7
Счётчик
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
8
Счётчик
3000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
1сш
Продолжение таблицы 2.1
123
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
4567
АТЛМ-10-2 У3 № 1903
В--
СТЛМ-10-2 У3№ 9381
А
ВНТМИ-10-66№ 795
С
4
ПС 110/35/10 кВ
«Центральная»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «Ц-11»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0110054021
№ trial-04
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТЛМ-10-2 У3№ 9330
В - -
СТЛМ-10-1№ 0108
А
ВНТМИ-10-66№ 795
С
ПС 110/35/10 кВ
«Центральная»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «Ц-13»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101894
№ 36697-08
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 1276-59
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТПЛ-10№ 45085
В - -
СТПЛ-10№ 9367
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-1»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0120071905
№ 27524-04
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 300/5
№ 1276-59
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТПЛ-10№ 15348
В - -
СТПЛ-10№ 669
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-3»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101957
№ 36697-08
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 150/5
№ 2363-68
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТПЛМ-10№ 14578
В - -
СТПЛМ-10№ 14977
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-5»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0803102606
№ 36697-08
Лист № 7
Всего листов 17
9
Счётчик
ТТ
10
Счётчик
3000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
11
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
12
Счётчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ 0803103565
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
13
Счётчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ 0804130882
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Продолжение таблицы 2.1
ТТ
123
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 1276-59
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктн = trial/100
№ 11094-87
4567
АТПЛ-10 № 33351
В--
СТПЛ-10№ 45074
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-7»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0803102634
№ 36697-08
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ = 0,5
Ктт = 150/5
№ 1856-63
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТВЛМ-10№ 78381
В - -
СТВЛМ-10№ 78375
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-9»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101880
№ 36697-08
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 1276-59
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТПЛ-10№ 17280
В - -
СТПЛ-10№ 16924
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-11»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101839
№ 36697-08
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 1276-59
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТПЛ-10№ 8868
В - -
СТПЛ-10№ 4020
А
ВНАМИ-10 У2№ 7589
С
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «С-13»
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 32139-06
ТН
2сш
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
№ 46738-11
А
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
В-
С
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
А ЗНОЛП.4-10 У2
В ЗНОЛП.4-10 У2
С ЗНОЛП.4-10 У2
№ 09756-11
-
№ 09730-11
№ 4001686
№ 4001685
№ 4001684
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-2,
фидер «С-2»
Лист № 8
Всего листов 17
Счётчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ 0803102785
ТТ
15
Счётчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ 0810120262
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
16
Счётчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ 0812123145
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
17
ПС 110/10 кВ «ПТФ»
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «ПФ-5»
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
18
ПС 110/10 кВ «ПТФ»
КРУН-10 кВ Т-1,
фидер «ПФ-7»
Счётчик
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
2сш
Продолжение таблицы 2.1
123
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 32139-06
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
№ 46738-11
4
А
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
В-
С
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
АЗНОЛП.4-10 У2
ВЗНОЛП.4-10 У2
СЗНОЛП.4-10 У2
567
№ 09795-11
-
№ 09871-11
№ 4001686
№ 4001685
№ 4001684
14
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-2,
фидер «С-4»
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-06
А
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
В-
С
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
№ 09731-11
-
№ 09755-11
ТН
2сш
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
№ 46738-11
АЗНОЛП.4-10 У2
ВЗНОЛП.4-10 У2
СЗНОЛП.4-10 У2
№ 4001686
№ 4001685
№ 4001684
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-2,
фидер «С-6»
ТН
2сш
КТ = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-06
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
№ 46738-11
А
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
В-
С
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
АЗНОЛП.4-10 У2
ВЗНОЛП.4-10 У2
СЗНОЛП.4-10 У2
№ 09761-11
-
№ 09742-11
№ 4001686
№ 4001685
№ 4001684
ПС 110/35/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ Т-2,
фидер «С-8»
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТЛМ-10-2 У3№ 5022
В - -
СТЛМ-10-2 У3№ 1323
А
ВНТМИ-10-66№ ЕКУ
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0110053097
№ 27524-04
ТН
1сш
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2473-69
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТЛМ-10-2 У3№ 9608
В - -
СТЛМ-10-2 У3№ 2814
А
ВНТМИ-10-66№ ЕКУ
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0804101625
№ 36697-08
Лист № 9
Всего листов 17
Счётчик
ТТ
ТН
20
Счётчик
1000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
21
Счётчик
2000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
22
ЗТП 10/0,4 кВ «Ц7-09п»
(от ВЛ-10 кВ «НС-6» с
ПС 35/10/6 кВ «НС-12»)
Счётчик
1500
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
-
-
23
КТП-523/1
(от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС
35/6 кВ "Х - 52")
Счётчик
40
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2.1
123
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 1276-59
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
4567
АТПЛ-10 № 0878
В--
СТПЛ-10№ 69573
А
В НТМИ-10-66 У3№ ТСКА
С
19
ПС 220/110/10 кВ
«Славянская»,
КРУН-10 кВ,
фидер «Сг-5»
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0111050012
№ 27524-04
4000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ = 0,5
Ктт = 50/5
№ 2363-68
КТ = 0,5
Ктн = 10000/100
№ 831-69
АТПЛМ-10№ 05763
В - -
СТПЛМ-10№
70753
А
В НТМИ-10-66 У3№ 230
С
ГКТП 10/0,4 кВ
«ПФ-9-1030п»
(от ВЛ-10 кВ «ПФ-9» с
ПС 110/10 кВ «ПТФ»)
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01№ 0811120125
№ 36697-08
КТ = 0,5 А
Ктт = 100/5 В
№ 9143-01
С
КТ = 0,5 А
Ктн = 10000/√3/100/√3 В
№ 25927-03
С
ТЛК 10-5 У3№ 06745
- -
ТЛК 10-5 У3№ 06749
ЗНИОЛ-10 У3 № 0246
ЗНИОЛ-10 У3 № 0076
ЗНИОЛ-10 У3 № 0247
ТП 10/0,4 кВ «ЦЗ-04»
(от ВЛ-10 кВ «Ц-5» с ПС
110/35/10 кВ
«Центральная»)
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0110052098
№ 27524-04
КТ = 0,5
Ктт = 75/5
№ 2363-68
КТ = 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
№ 3344-08
АТПЛМ-10№ 03764
В - -
СТПЛМ-10№ 02019
А ЗНОЛ.06-10 У3 № 8660
В ЗНОЛ.06-10 У3 № 8661
С ЗНОЛ.06-10 У3 № 8711
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.01№ 0108071872
№ 27524-04
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 15174-06
№ 9056719
№ 9057126
№ 9056680
АТОП-0,66 У3
ВТОП-0,66 У3
СТОП-0,66 У3
А
В-
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.09№ 0805130399
№ 36697-08
Лист № 10
Всего листов 17
ТТ
ТН
-
-
24
КТП-523/2
(от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС
35/6 кВ "Х - 52")
Счётчик
40
ТТ
ТН
-
-
25
КТП-523/958
(от ВЛ-6 кВ ф.523
ПС 35/6 кВ "Х - 52")
Счётчик
40
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
1 - 3, 5,
7 - 16,
18, 20
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
Продолжение таблицы 2.1
12
3
КТ = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 29482-07
567
№ 09117719
№ 09117720
№ 09117721
4
АТ-0,66 У3
ВТ-0,66 У3
СТ-0,66 У3
А
В-
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.09№ 0101072782
№ 27524-04
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ = 0,5
Ктт = 200/5
№ 15174-06
№ 9055268
№ 9056365
№ 9056337
АТОП-0,66 У3
ВТОП-0,66 У3
СТОП-0,66 У3
А
В-
С
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.09№ 0110061064
№ 27524-04
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме
измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 режиме
измерения реактивной электроэнергии;
2.Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1
Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2.1;
3.Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) и устройств
синхронизации времени (УСВ) на однотипные утверждённого типа.
Таблица 2.2 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Границы относительной погрешности измерений активной
и реактивной электрической энергии при индуктивной
нагрузке для доверительной вероятности P=0,95
основной (±
d
), %в рабочих условиях (±
d
), %
№ ИКДиапазон тока
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
cos
j
= 0,5/
sin
j
= 0,866
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
cos
j
= 0,5/
sin
j
= 0,866
1
2
3 4 5
1,8 2,5 2,9
- 5,6 4,6
1,6 2,2 2,5
- 4,7 3,8
1,2 1,5 1,7
- 3,1 2,6
1,0 1,2 1,3
- 2,4 2,1
678910
5,5 3,0 3,7 4,1 6,6
2,7- 7,9 6,9 5,3
4,6 2,9 3,5 3,8 5,9
2,4- 7,2 6,5 5,1
3,0 2,6 3,1 3,3 4,7
1,8- 6,3 5,8 4,9
2,3 2,6 3,0 3,2 4,3
1,5- 6,0 5,6 4,8
Лист № 11
Всего листов 17
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,01 I
н1
≤ I
1
<
0,02 I
н1
0,02 I
н1
≤ I
1
<
0,05 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
Продолжение таблицы 2.2
12
4, 6, 17, 19,
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
21, 22
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
23
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
24
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
25
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
3 4 5
1,8 2,5 2,9
- 5,7 4,7
1,6 2,2 2,5
- 4,8 3,9
1,2 1,5 1,7
- 3,2 2,6
1,0 1,2 1,3
- 2,4 2,1
1,7 2,4 2,8
- 5,5 4,4
1,5 2,0 2,3
- 4,5 3,6
1,0 1,3 1,5
- 2,8 2,4
0,8 1,0 1,1
- 2,1 1,8
2,0 - -
- - -
1,8 2,3 2,6
- 5,7 4,7
1,0 1,4 1,6
- 3,3 2,8
0,9 1,2 1,3
- 2,8 2,3
0,8 1,0 1,1
- 2,1 1,8
0,8 1,0 1,1
- 2,1 1,8
1,7 2,4 2,8
- 5,6 4,5
1,5 2,0 2,3
- 4,6 3,7
1,0 1,3 1,5
- 2,9 2,4
0,8 1,0 1,1
- 2,1 1,8
678910
5,5 3,0 3,7 4,1 6,6
2,9- 8,5 7,4 5,8
4,6 2,9 3,5 3,8 5,9
2,4- 6,8 6,0 4,8
3,0 2,6 3,1 3,3 4,7
1,8- 5,1 4,7 4,1
2,3 2,6 3,0 3,2 4,3
1,5- 4,4 4,2 3,9
5,4 2,9 3,6 4,0 6,5
2,7- 7,8 6,9 5,3
4,4 2,8 3,4 3,7 5,7
2,2- 7,1 6,4 5,1
2,7 2,6 3,0 3.2 4,6
1,6- 6,2 5,7 4,8
1,9 2,5 2,9 3,1 4,1
1,3- 5,9 5,5 4,7
- 3,1 - - -
- - - - -
4,73,03,63,96,0
3,2 - 12,3 10,78,3
2,82,63,03,34,6
1,9 -7,16,45,4
2,42,53,03,24,4
1,6 -5,55,14,5
1,92,52,93,14,1
1,4 -4,64,34,0
1,92,52,93,14,1
1,3 -4,24,03,9
5,42,93,64,06,5
2,8 -8,47,45,8
4,42,83,43,75,7
2,3 -6,65,94,8
2,72,63,03,24,6
1,6 -5,04,64,1
1,92,52,93,14,1
1,3 -4,24,03,9
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовая);
2. Нормальные условия:
-
параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙U
ном
до 1,01∙U
ном
, диапазон силы тока -от
0,01∙I
ном
до 1,2∙I
ном,
диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤ cosφ ≥ 0,8
емк.
,
диапазон частоты - от 49,85 до 50,15 Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +21 ˚С до +25 °С
-
магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более
- 0,05 мТл.
3. Рабочие условия:
-
параметры сети для ИК № 1-23, 25: диапазон напряжения - от 0,9∙U
ном
до 1,1∙U
ном
;
диапазон силы тока - от 0,05∙I
ном
до 1,2∙I
ном
; диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤
cosφ ≤ 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
Лист № 12
Всего листов 17
-
параметры сети для ИК № 24: диапазон напряжения - от 0,9∙U
ном
до 1,1∙U
ном
; диапазон
силы тока - от 0,01∙I
ном
до 1,2∙I
ном
; диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤ cosφ ≤ 1,
диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
-
допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в
зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ
15150-69; счетчиков электрической энергии - от -40 до +60 °С; контроллеров сетевых
индустриальных - от -10 до +50 °С; устройств синхронизации времени - от -10 до +50
°С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения (в trial установки счётчиков), не более -
0,5 мТл.
Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:
-
в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
электросчётчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 90000 ч., среднее
время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч.;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 70000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч.;
-
УСВ – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 35000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
-
ИВК – коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,99 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 1 ч.
Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:
-
К
Г_АИИС КУЭ
= 0,999 – коэффициент готовности;
-
Т
О_АИИС КУЭ
= 3149,86 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надёжность системных решений:
-
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
-
стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
ремонтопригодность;
-
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
резервирование электропитания оборудования системы;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
1. параметрирования;
2. пропадания напряжения;
3. коррекция времени.
-
в журнале событий сервера фиксируются факты:
1. даты начала регистрации измерений;
2. перерывы электропитания;
3. программные и аппаратные перезапуски;
4. установка и корректировка времени;
5. нарушение защиты сервера;
6. отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
-
мониторинг состояния АИИС КУЭ:
1. возможность съема информации со счетчика автономным способом;
2. возможность получения параметров удаленным способом;
3. визуальный контроль информации на счетчике.
Лист № 13
Всего листов 17
Защищённость применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и
пломбирование:
1. электросчётчиков;
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3. испытательных коробок;
4. УСПД;
5. сервера.
-
наличие защиты результатов измерений при передаче информации (возможность
использования цифровой подписи) на программном уровне;
-
наличие защитына программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД
и сервера:
1. установка пароля на счётчик;
2. установка пароля на УСПД;
3. установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации (профиля):
-
электросчётчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не
менее 35 сут.;
-
контроллер сетевой индустриальный – суточные данные о тридцатиминутных
приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;
-
сервер – хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая
компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах
города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»).
Комплектность средства измерений
Полная комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая
компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах
города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»)
определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
КомплектностьАИИСКУЭОАО«Независимаяэнергосбытоваякомпания
Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города
Славянск-на-Кубани(АИИС КУЭОАО«НЭСК»для ГТП«Славянск-на-Кубани»)
представлена в таблице 3.
Лист № 14
Всего листов 17
Количество
2
14 шт.
12 шт.
6 шт.
2 шт.
8 шт.
2 шт.
6 шт.
3 шт.
4 шт.
1 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
17 шт.
8 шт.
25 шт.
20 шт.
3 шт.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Измерительный трансформатор тока ТЛМ-10
Измерительный трансформатор тока ТПЛ-10
Измерительный трансформатор тока ТПЛМ-10
Измерительный трансформатор тока ТВЛМ-10
Измерительный трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10
Измерительный трансформатор тока ТЛК 10-5
Измерительный трансформатор тока ТОП-0,66
Измерительный трансформатор тока Т-0,66
Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-10-66
Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-10
Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛП.4-10
Измерительный трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10
Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10
Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03М
Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03
Коробка испытательная ЛИМГ
Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3
Шкаф учета
Шкаф учета в составе: преобразователь интерфейса MOXA TCC-1001 - 2 шт.,
GSM модем Siemens MC35i в комплекте с блоком питания Siemens LOGO!
Power - 2 шт, источник бесперебойного питания Smart -UPS SUA750I,
термостат KTO, термостат KTS, тепловентилятор HGL 04601.0-00,
фильтрующий вентилятор SK, светильник KLO.
5 комплектов
3 комплекта
Шкаф учета в составе: GSM-модем СИКОН ТC65 - 2 шт., источник
бесперебойного питания, компактный вентилятор (опционально),
нагревательный элемент (опционально).
Шкаф УСПД в составе: контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70,
устройство синхронизации времени УСВ-2, GSM-модем СИКОН ТC65 - 2 шт,
источник бесперебойного питания.
2 комплекта
Шкаф ИВК в составе: сервер сбора данных HP ProLiant DL380G5, сервер базы
данных HP ProLiant DL380, коммутатор Ethernet HP ProCurve Switch 2626, 16-
портовый асинхронный сервер RS-232 в Ethernet Moxa Nport 5610, 1-портовый
асинхронный сервер интерфейсов RS-232/422/485 Moxa NPort IA 5150i-T,
межсетевой экран Cisco PIX 506E, GSM-модем CINTERION – 4 шт., блок
питания LOGO! Power 6EP1322-1SH02 – 3 шт., модем ZyXEL U-336E
plus
в
комплекте с блоком питания, устройство синхронизации времени УСВ-1,
источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 2200, консоль с
клавиатурой HP TFT7600.
1 комплект
Сервер, оснащенный ОС Microsoft Windows 2003 Server, система управления
базами данных (СУБД) Microsoft Windows SQL 2003 Server, (ПО) «Пирамида
1 комплект
2000»
АРМ персонала, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Пирамида 2000»1 комплект
Лист № 15
Всего листов 17
2
Продолжение таблицы 3
1
Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для работы со
счётчиками СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», с
оптическим преобразователем для работы со счётчиками системы
1 комплект
Паспорт-Формуляр ЕКМН.466453.022-22 ПФ
Руководство пользователя ЕКМН.466453.022-22 ИЗ
Инструкция по эксплуатации КТС ЕКМН.466453.022-22 ИЭ
Методика поверки 132-СП-АС-МП
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
Поверка
осуществляетсяподокументу132-СП-АС-МП«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения
городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК»
дляГТП«Славянск-на-Кубани»). Измерительныеканалы. Методикаповерки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 ноября 2013 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная
система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения.
Методикаповерки»и/илипоМИ2845-2003«ГСИИзмерительные
трансформаторы напряжения 6/√3...35 кВ. Методика проверки на месте
эксплуатации»;
-
счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с
методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к
руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с
методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к
руководствупоэксплуатацииИЛГШ.411152.145РЭ,согласованнойс
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
-
контроллеров сетевых индустриальных типа СИКОН С70 – в соответствии с
документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика
поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в
2005 году;
-
устройства синхронизации времени типа УСВ-1 – в соответствии с
документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки
ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004
г.;
-
устройств синхронизации времени типа УСВ-2 – в соответствии с документом
«Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ
237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31 августа 2009 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы
спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
-
переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со
счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Лист № 16
Всего листов 17
СИ РФ №
до 60 °С;
22129-04): диапазон
диапазон измерений
-
термогигрометр «CENTER» (Госреестр
измерений температуры от минус 20
относительной влажности от 10 до 100 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе 132-СП-АС «Модернизация АИИС КУЭ
филиалаОАО«НЭСК-электросети»«Славянскэлектросеть».Рабочая/проектная
документация. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учёта электроэнергии».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО«НезависимаяэнергосбытоваякомпанияКраснодарскогокрая»для
электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани
(АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»)
1. ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительных
систем. Основные положения».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические
условия».
5. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ31819.22-2012(IEC62053-22:2003)«Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7. ГОСТ31819.23-2012(IEC62053-23:2003)«Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счётчики реактивной энергии».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
-
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ЭнергоПромСервис»
(ЗАО «ЭнергоПромСервис»)
Юридический адрес: 620062, г. Екатеринбург,
проспект Ленина, 101/2, офис 300.
Почтовый адрес: 620137, г. Екатеринбург, а/я 99.
Тел.: (343) 220-78-20
Факс: (343) 220-78-22
Лист № 17
Всего листов 17
Заявитель
Открытое Акционерное Общество
«Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края»
Юридический адрес: 350049, г. Краснодар,
ул. Северная, дом 247.
Почтовый адрес: 350049, г. Краснодар,
ул. Северная, дом 247
тел.: (861) 216-83-01, факс: (861) 216-83-05,
e-mail:
nesk@nesk.ru.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озёрная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В. Булыгин
М.П.«_____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru