Приложение к свидетельству № 56641
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания»
(АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1
Назначение средства измерений
Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая
Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа си-
стемы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электриче-
ской энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) Свидетельст-
во об утверждении типа RU.Е.33.062.А № 42514, регистрационный № 46730-11, и включает
в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений
№ 92 - 111, 140 - 144.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с
Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1) предназначена для измерений
активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 представляет собой двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. АИИС
КУЭ НЭСК с Изменением № 1 состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК),
информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого време-ни
(СОЕВ).
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электри-
ческой энергии;
- вычисление средней активной и реактивной электрической мощности на интервале
времени 30 минут и за учетный период;
- периодический или по запросу автоматический сбор результатов измеренных прира-
щений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале
координированного времени UTC (SU);
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной
информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий ИИК и ИВК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специа-
лизированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери
информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений заинтересованным организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений и данным о
состоянии средств измерений по запросу со стороны заинтересованных организаций;
- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК и ИВК с по-
мощью СОЕВ, соподчиненной координированной шкале времени UTC (SU) безотносительно
к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и
т.п.).
Лист № 2
Всего листов 10
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - ИИК включают в себя: измерительные трансформаторы (ТТ); измери-
тельные трансформаторы напряжения (ТН); многофункциональные счетчики электрической
энергии (СЧ).
Состав дополнительных измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ НЭСК с Изменением
№ 1 приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав дополнительных ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1
№
точки
изме-
рений
92
93
94
95
96
97
98
99
Канал измеренийСостав СИ и технических средств, входящих в состав ИК
1 уровень – ИИК
Класс
Тип, характеристикиточно-
сти
НомерКол-
в реест- во,
ре СИшт.
2 уро-
вень –
ИВК
1276-59 2
831-69 1
Наименование
объекта учета,На-
диспетчерское имено-
наименование вание
присоединения СИ
ТТ
РП "Сокол" ТН
Ф-4 10 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
1276-59 2
831-69 1
ТТ
РП "Сокол"ТН
Ф-21 10 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
1276-59 2
831-69 1
ТТ
РП "Сокол"ТН
Ф-6 10 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3405ТН
в/ч 63697
СЧ
0,2S/0,5
36697-121
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3405ТН
в/ч 15566
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
18815-08 2
3345-09 2
ТТ
ТП-3043ТН
Ф-2 6 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
18815-08 2
03345-09 2
ТТ
ТП-3043ТН
Ф-12 6 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
7069-072
0,5
16687-071
РП "Мерседес"ТН
Ф-5 6 кВ
СЧ
ТПЛ-10, 20/5 0,5
НТМИ-10, 10000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТПЛ-10, 50/5 0,5
НТМИ-10, 10000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТПЛ-10, 50/5 0,5
НТМИ-10, 10000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТТИ-А, 50/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-А, 100/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТОЛК-6-1, 300/50,5S
НОЛ.08-6, 6000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТОЛК-6-1, 300/50,5S
НОЛ.08-6, 6000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТОЛ-СЭЩ-10, 300/50,5
НАМИТ-10-1,
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
0,2S/0,5
36697-081
Cервер
ИВК,
техни-
ческие
сред-
ства
орга-
низа-
ции
кана-
лов
связи
в соот-
ветст-
вии с
табли-
цей 6
Лист № 3
Всего листов 10
Продолжение таблицы 1
№
точки
изме-
рений
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
Канал измеренийСостав СИ и технических средств, входящих в состав ИК
1 уровень – ИИК
Класс
Тип, характеристикиточно-
сти
НомерКол-
в реест- во
ре СИшт.
2 уро-
вень -
ИВК
Наименование
объекта учета,На-
диспетчерское имено-
наименование вание
присоединения СИ
ТТ
7069-072
0,5
16687-071
РП "Мерседес"ТН
Ф-6 6 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
18815-08 2
3345-09 2
ТТ
ТП-3201ТН
Ф-1 6 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
18815-08 2
3345-09 2
ТТ
ТП-3201ТН
Ф-2 6 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3424ТН
Ввод-1 0,4 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3424ТН
Ввод-2 0,4 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3419ТН
Ввод 0,4 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3402ТН
Ввод 0,4 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3408ТН
Ввод 0,4 кВ
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3409ТН
Общежитие-1
СЧ
0,2S/0,5
36697-081
28139-07 3
- -
ТТ
ТП-3409ТН
Общежитие-2
СЧ
ТОЛ-10, 300/50,5
НАМИТ-10-1,
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТОЛК-6-1, 200/50,5S
НОЛ.08-6, 6000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТОЛК-6-1, 200/50,5S
НОЛ.08-6, 6000/100 0,5
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-60, 600/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-60, 600/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-А, 100/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
0,2S/0,5
36697-081
Лист № 4
Всего листов 10
Продолжение таблицы 1
№
точки
изме-
рений
110
ТП-3411
Ввод-1 0,4 кВ
СЧ
111
ТП-3411
Ввод-2 0,4 кВ
СЧ
ТН
140
РП "Садовый"
Ф-620 6 кВ
СЧ
ТН
141
ПС 110/10 кВ
«Мебельная»
Ф-3 10 кВ
СЧ
ТН
142
ПС 110/10 кВ
«Мебельная»
Ф-4 10 кВ
СЧ
ТН
143
ПС 110/10 кВ
«Мебельная»
Ф-9 10 кВ
СЧ
ТН
144
ПС 110/10 кВ
«Мебельная»
Ф-10 10 кВ
СЧ
Канал измеренийСостав СИ и технических средств, входящих в состав ИК
1 уровень – ИИК
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Класс
Тип, характеристикиточно-
сти
НомерКол-
в реест- во
ре СИшт.
2 уро-
вень -
ИВК
На-
имено-
вание
СИ
ТТ
ТН
28139-07 3
- -
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
ТН
28139-07 3
- -
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
47959-112
0,5
16687-071
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
2473-002
0,2
11094-871
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
2473-002
0,2
11094-871
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
2473-002
0,2
11094-871
0,2S/0,5
36697-081
ТТ
2473-002
0,2
11094-871
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТТИ-40, 400/50,5
- -
СЭТ-4ТМ.03М.08,
380 В; 5(10) А
ТОЛ-10-I, 600/50,5S
НАМИТ-10-2,
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТЛМ-10, 400/50,5
НАМИ-10,
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТЛМ-10, 400/50,5
НАМИ-10,
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТЛМ-10, 400/50,5
НАМИ-10,
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
ТЛМ-10, 400/50,5
НАМИ-10,
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М,
100 В; 5(10) А
0,2S/0,5
36697-081
2-й уровень - ИВК включает в себя сервер, технические средства организации каналов
связи, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО).
СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 и выполняет
законченную функцию синхронизации времени в ИИК и ИВК в автоматическом режиме.
Принцип действия: аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической
энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии.
Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на
принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измере-
ний в счетчиках электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализу-
Лист № 5
Всего листов 10
ет алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутрен-
нюю память. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжений и токов произ-
водит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и
полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и темпера-
туре.
Данные со счетчиков электрической энергии по цифровым интерфейсам при помощи
каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на сервер ИВК.
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 оснащена СОЕВ, построенной на функционально
объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени,
и включает в себя приемник меток времени GPS, устройство сервисное, модули интерфейсов
групповые, сервер ИВК и счетчики электрической энергии ИИК.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников гло-
бальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ)
(«шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.
Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS, и по началу
шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сер-
висное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, мил-
лисекунды.
Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервис-
ному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхожде-
нии времени сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректируют свое время по
времени корректора. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использу-
ет таймер сервера ИВК в качестве опорного источника.
Коррекция времени в счетчиках электрической энергии осуществляется с помощью
модуля интерфейсов группового (МИГ) из состава каналообразующей аппаратуры ИИК с ис-
пользованием технологии NTP. Интегрированный в МИГ «NTP-клиент» по сети GPRS с задан-
ным интервалом выполняет синхронизацию собственного таймера с NTP-сервером на ИВК.
При условии, что собственный таймер МИГ синхронизирован с NTP-сервером, МИГ обеспечи-
вает проверку времени в счётчиках ИИК подключенных к нему, и, при расхождении времени в
счётчиках со временем таймера МИГ более ± 2 с, производит синхронизацию часов счетчиков.
Журналы событий счетчика электрической энергии и ИВК отражают trial (дата, часы,
минуты, секунды) до и после коррекции указанных устройств.
Программное обеспечение
Структура программного обеспечения ИВК:
– общесистемное программное обеспечение включает в себя:
а) операционную систему Microsoft Windows 8.1 Professional;
б) WEB-сервер для публикации WEB-документов;
в) WEB-браузер для просмотра WEB-документов - Microsoft Internet Explorer.
– специальное программное обеспечение включает в себя:
а) базовое программное обеспечение КТС «Энергия+»;
б) дополнительное программное обеспечение КТС «Энергия+»;
в) систему управления базами данных Microsoft SQL Server 2012, Standard Edition;
г) программное обеспечение для нанесения электронной цифровой подписи.
Программное обеспечение реализовано на технологии «клиент-сервер». Серверная
часть содержит программы приема и обработки данных, а также SQL-сервер и WEB-сервер.
Серверная часть обеспечивает основные функции - прием, обработку, хранение и пуб-
ликацию данных.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– сбор, обработка и хранение результатов измерений;
– автоматическая синхронизация времени.
Лист № 6
Всего листов 10
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспе-
чения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
Значение
Ядро: Энергия +
Запись в БД: Энергия +
Сервер устройств: Энергия +
v.6.5 и выше
B26C3DC337223E643068D2678B83E7FE
28D3B14A74AC2358BFE3C1E134D5CCDE
98CB579DEBC07A75B01B3C729A4E5AD1
kernel6.exe
Writer.exe
IcServ.exe
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы
с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
высокий по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики дополнительных ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменени-
ем № 1 приведены в таблицах 3 - 4.
ции
ние
92-94,
99, 100,
141-144
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением №
1 (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Границы относительной погрешности
при доверительной вероятности 0,95, %
Номер
Значе-в нормальных условиях эксплуата-
в рабочих условиях эксплуатации
ИК
cos φ 0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
££
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
£
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
1,0 Не норм. ± 1,9 ± 1,1 ± 1,0 Не норм. ± 2,0 ± 1,4 ± 1,3
0,87 Не норм. ± 2,6 ± 1,5 ± 1,2 Не норм. ± 2,8 ± 1,9 ± 1,7
0,8 Не норм. ± 2,9 ± 1,7 ± 1,3 Не норм. ± 3,2 ± 2,1 ± 1,8
0,71 Не норм. ± 3,5 ± 2,0 ± 1,5 Не норм. ± 3,7 ± 2,3 ± 1,9
0,6 Не норм. ± 4,4 ± 2,4 ± 1,8 Не норм. ± 4,5 ± 2,7 ± 2,2
0,5 Не норм. ± 5,5 ± 3,0 ± 2,3 Не норм. ± 5,6 ± 3,2 ± 2,5
1,0 Не норм. ± 1,7 ± 1,0 ± 0,7 Не норм. ± 1,9 ± 1,3 ± 1,1
0,87 Не норм. ± 2,5 ± 1,3 ± 0,9 Не норм. ± 2,7 ± 1,8 ± 1,5
95, 96, 0,8 Не норм. ± 2,8 ± 1,5 ± 1,1 Не норм. ± 3,1 ± 1,9 ± 1,6
103-111 0,71 Не норм. ± 3,4 ± 1,8 ± 1,2 Не норм. ± 3,6 ± 2,1 ± 1,7
0,6 Не норм. ± 4,3 ± 2,2 ± 1,5 Не норм. ± 4,4 ± 2,5 ± 1,9
0,5Не норм.± 5,3± 2,7± 1,9Не норм.± 5,5± 3,0± 2,2
Лист № 7
Всего листов 10
ции
ние
97, 98,
101, 102,
140
Продолжение таблицы 3
Границы относительной погрешности
при доверительной вероятности 0,95, %
Номер
Значе-в нормальных условиях эксплуата-
в рабочих условиях эксплуатации
ИК
cos φ 0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
££
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
£
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
1,0 ± 1,9 ± 1,1 ± 1,0 ± 1,0 ± 2,1 ± 1,4 ± 1,3 ± 1,3
0,87 ± 2,6 ± 1,5 ± 1,2 ± 1,2 ± 2,8 ± 2,0 ± 1,7 ± 1,7
0,8 ± 2,9 ± 1,7 ± 1,3 ± 1,3 ± 3,2 ± 2,1 ± 1,8 ± 1,8
0,71 ± 3,5 ± 2,0 ± 1,5 ± 1,5 ± 3,7 ± 2,3 ± 1,9 ± 1,9
0,6 ± 4,4 ± 2,5 ± 1,8 ± 1,8 ± 4,5 ± 2,7 ± 2,2 ± 2,2
0,5 ± 5,5 ± 3,0 ± 2,3 ± 2,3 ± 5,6 ± 3,2 ± 2,5 ± 2,5
ции
ние
92-94,
99, 100,
141-144
97, 98,
101, 102,
140
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением №
1 (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
Границы относительной погрешности
при доверительной вероятности 0,95, %
Номер
Значе-в нормальных условиях эксплуата-
в рабочих условиях эксплуатации
ИК
sin φ 0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
0,02·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
££
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
<
£
I
1
£
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
0,05·I
1н
0,2·I
1н
1,0·I
1н
1,2·I
1н
1,0 Не норм. ± 1,9 ± 1,3 ± 1,1 Не норм. ± 2,6 ± 2,2 2,1
0,87 Не норм. ± 2,7 ± 1,6 ± 1,3 Не норм. ± 3,7 ± 3,0 2,9
0,8 Не норм. ± 3,1 ± 1,8 ± 1,4 Не норм. ± 4,0 ± 3,1 2,9
0,71 Не норм. ± 3,6 ± 2,1 ± 1,6 Не норм. ± 4,5 ± 3,3 3,0
0,6 Не норм. ± 4,5 ± 2,5 ± 1,9 Не норм. ± 5,2 ± 3,6 3,2
0,5 Не норм. ± 5,6 ± 3,0 ± 2,3 Не норм. ± 6,1 ± 4,0 3,5
1,0 Не норм. ± 1,8 ± 1,1 ± 0,9 Не норм. ± 2,5 ± 2,1 2,0
0,87 Не норм. ± 2,6 ± 1,4 ± 1,1 Не норм. ± 3,7 ± 2,9 2,8
95, 96, 0,8 Не норм. ± 3,0 ± 1,6 ± 1,2 Не норм. ± 3,9 ± 3,0 2,9
103-111 0,71 Не норм. ± 3,5 ± 1,8 ± 1,4 Не норм. ± 4,4 ± 3,2 2,9
0,6 Не норм. ± 4,4 ± 2,3 ± 1,6 Не норм. ± 5,1 ± 3,4 3,0
0,5Не норм.± 5,4± 2,8± 1,9Не норм.± 6,0± 3,83,2
1,0 ± 2,1± 1,3± 1,1± 1,1 ± 2,8± 2,2± 2,1 ± 2,1
0,87 ± 2,7 ± 1,8 ± 1,3 ± 1,3 ± 3,7 ± 3,2 ± 2,9 ± 2,9
0,8 ± 3,1 ± 2,0 ± 1,4 ± 1,4 ± 4,0 ± 3,2 ± 2,9 ± 2,9
0,71 ± 3,6 ± 2,2 ± 1,6 ± 1,6 ± 4,5 ± 3,4 ± 3,0 ± 3,0
0,6 ± 4,5 ± 2,6 ± 1,9 ± 1,9 ± 5,2 ± 3,7 ± 3,2 ± 3,2
0,5 ± 5,6 ± 3,2 ± 2,3 ± 2,3 ± 6,1 ± 4,1 ± 3,5 ± 3,5
Нормальные условия применения:
- температура окружающего воздуха от 15 до 25 °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- коэффициент искажения синусоидальной кривой напряжения и тока не более 2 %;
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
Лист № 8
Всего листов 10
Рабочие условия применения:
- температура окружающего воздуха: для измерительных трансформаторов от минус
20 до плюс 50 °С; для счетчиков электрической энергии от минус 20 до плюс 45 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха
30 °С;
- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.);
- параметры сети: напряжение (0,80 - 1,15)·Uном; ток для ИК 92-96, 99, 100, 103 - 111
(0,25 - 6,0) А, для ИК 97, 98, 101, 102, 140 (0,1 - 6,0) А; cosφ ≥ 0,5; для счетчиков электрической
энергии коэффициент третьей гармонической составляющей тока не более 10 %;
- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков) от 0 до 0,5 мТл.
Средний срок службы АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 12 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-
несения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной ин-
формационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая
Электросетевая Компания» с Изменением № 1.
Комплектность средства измерений
В комплект АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 входят средства измерений в соот-
ветствии с таблицей 1, технические средства и документация, представленные в таблицах 6 и 7
соответственно.
Таблица 6 - Технические средства
Наименование
Обозначение (тип)
- модем GSM/GPRS/EDGE;
Количе-
ство, шт.
1
1 IBM-совместимый промышленный сервер
ADVANTECH IPC-610 (мультипортовая плата
PCI/8xRS232 C168H/PCI MOXA, плата кон-
троля электропитания сервера, монитор LCD
19", клавиатура, мышь).
2 Источник бесперебойного питания
Smart-UPS 1000VA
(SUA1000RMI2U)
2
НЕКМ.426479.011 ТУ
НЕКМ.426479.008 ТУ
1
1
1
3 СОЕВ:
- приемник меток времени GPS;
- устройство сервисное.
4 АРМ участника ОРЭ
5 Каналообразующая аппаратура:
- модуль интерфейсов групповой;
- модуль интерфейсов - 02;
- модуль интерфейсов - 02М;
- модем GSM;
- коммутатор;
НЕКМ.426479.015 ТУ
НЕКМ.426479.001 ТУ
НЕКМ.426479.031 ТУ
Siemens TC35i Terminal
Cinterion MC-35i Terminal
Cinterion MC-52i Terminal
Wawecom Fastrack Supreme 10
Wawecom Fastrack Supreme 20
Wawecom FSU 002
EKI-2525AE
54
7
47
7
36
13
33
10
11
1
Лист № 9
Всего листов 10
Продолжение таблицы 6
Наименование
Обозначение (тип)
- маршрутизатор GSM;
Количе-
ство, шт.
1
1
6 Комплект ЗИП
ER-75i EDGE/GPRS
IRZ ER-75iX EDGE/GPRS
Router
НЕКМ.421451.157 ЗИ
1
Таблица 7 - Эксплуатационная документация
Наименование
Количество,
шт.
1
1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания»
(АИИС КУЭ НЭСК). Формуляр-паспорт.
2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания»
(АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1. Методика поверки.
1
Поверка
Осуществляется по документу МП 46730-14 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Элек-
тросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1. Методика поверки», утвер-
жденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» в августе 2014 г.
Перечень основных средств поверки, применяемых при поверке:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной по-
грешности измерений напряжения: от 15 до 300 В ± 0,2 %; от 15 до 150 мВ ± 2,0 %. Пределы
допускаемой относительной погрешности измерений тока: от 0,05 до 0,25 А ± 1,0 %; от 0,25 до
7,5 А ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Погрешность синхронизации шкалы времени ± 0,1 с.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 2. Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 17 - 2014
от 02.07.2014 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
НЭСК с Изменением № 1
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Лист № 10
Всего листов 10
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования обес-
печения единства измерений
При осуществлении торговли.
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностьюнаучно-техническоепредприятие
«Энергоконтроль» (ООО НТП «Энергоконтроль»).
442963, Россия, г. Заречный, Пензенской обл., ул. Ленина, 4а.
тел.: (8412) 61-39-82. тел./факс: (8412) 61-39-83.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский
ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
www.penzacsm.ru
телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«
»________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru