ГРСИ 47514-11: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
47515-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" Нет данных, ГРСИ 47514-11

Смотреть ГРСИ
47513-11

Номер госреестра:

47514-11

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 052

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 43584

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной мощности и электроэнергии, потребленной за установлен-

ные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обра-

ботки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение активной и реактивной электрической мощности усредненной на 30-минутных

интервалах времени;

- измерение календарного времени, интервалов времени;

- учёт активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом за сутки и месяц;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к едино-му

календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

- передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников

оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС

КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управ-

лением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измери-

тельные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S по ГОСТ 7746, напряжения (ТН)

класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии ЦЭ6850М класса точности 0,5S

по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1.0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной

электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1;

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включает

в себя устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01К1;

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя канало-

образующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации сис-

лист № 2

всего листов 19

темного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обес-

печение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-

ступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчи-

ке мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновен-

ным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычис-

ляются 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 (ре-

активная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале

времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям

связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее

накопление и передача накопленных данных на уровне ИВКЭ по каналам передачи данных

стандарта GSM с использованием терминалов сотовой связи Teleofis RX100(скорость передачи

данных 9,6 кбит/с) в центр сбора и обработки информации МУП «Водоканал». На верхнем

уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности

вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, если они не

учтены в счётчике, формирование и хранение поступающей информации, оформление спра-

вочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные

системы организаций – участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации

организациям – участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется по выделенному

каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на базе GPS-приемника, которое синхронизи-

рует с установленной периодичностью время сервера АИИС КУЭ, погрешность синхрониза-

ции не более 0,01 с. Синхронизация времени УСПД со временем сервера АИИС КУЭ осущест-

вляется один раз в сутки. Синхронизация времени счётчиков со временем УСПД осуществля-

ется так же, один раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

лист № 3

всего листов 19

Расположение счётчика электрической энергии, разветвителя интерфейсов, переходной ко-

лодки и нагрузочных резисторов в одном из измерительных каналов (аналогично распола-

гаются элементы и в других измерительных каналах)

лист № 4

всего листов 19

Внешний вид шкафа АИИС КУЭ одного из измерительных каналов.

лист № 5

всего листов 19

Внешний вид центрального сервера АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь

лист № 6

всего листов 19

Схема пломбировки переходной колодки

Схема пломбировки разветвителя интерфейсов

лист № 7

всего листов 19

Схема пломбировки счётчика электрической энергии

лист № 8

всего листов 19

Схема пломбировки трансформаторов тока

Схема пломбировки трансформаторов напряжения

лист № 9

всего листов 19

Схема пломбировки УСПД-164-01К1 и разъёма EIA232

Программное обеспечение

Программное обеспечение и его идентификационные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентификац

ионный

номер)

программного

обеспечения

FDDA32D9

2.51.2

CRC32

Контрольная сумма исполняемого кода – 998E1F45

Наименование

программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

KTS.exe

ktsConceptShell.exe

ktsObjCollection_pc.dll

ktsDevCollection_pc.dll

ktsDataRequest_pc.dll

ktsJoins_pc.dll

Consumer.exe

c2_uspd164_v2.50.05.dll

c2_AsyncHayes.dll

34440633

BE090C29

46928F9E

902B2309

50DAF062

31747A26

6BBA9BBE

8D5B71BA

Программное

обеспечение

центра

обработки

информации

КТС

«Энергомера»

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Пароли доступа к возможности изменения параметров в АИИС КУЭ предоставлены:

- главному инженеру МУП «ВОДОКАНАЛ»;

- начальнику цеха по ремонту обслуживанию и наладке электрооборудования МУП «ВО-

ДОКАНАЛ»;

- технику-наладчику высоковольтного оборудования МУП «ВОДОКАНАЛ»

лист № 10

всего листов 19

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и основные метрологические характеристики состав-

ных частей системы АИИС КУЭ МУП «ВОДОКАНАЛ» представлены в Таблице 2.

лист № 11

всего листов 19

Вид

электро-

энергии

Приём

Актив/Реактив

Приём

Актив/Реактив

Таблица 2. Основные метрологические характеристики составных частей ИК

Границы

относительной

погрешности

измерений, соотв.

Р=0,95, %

Состав измерительного канала

Номер точки

измерений

и наименование

измерительного

каналаТТТНСчётчикУСПД

Основная Погреш-

погреш- ность в

ность рабочих

условиях

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№ 3344-08. Зав.

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

ции контроля и

учёта электриче-

ской энергии и

мощности «Энер-

гомера»

Гос. реестр

№19575-08

±1,1 ±2,1

±2,6 ±3,3

123456

1 Насосная ТПОЛ-10 ЗНОЛ.06-6 ЦЭ6850М

станцияI

ном. перв.

=800 А;U

ном. перв. обм.

=КТ=0,5S/1

№5, РУ-6I

ном. втор.

=5 А

6000/ 3 В;

Гос. реестрУСПД-164-01К1

кВ №1,КТ=0,5S№20176-06Зав. №

Т-61 Гос. реестрЗав. №009122033000054

№1261-08007258034000030из комплекса тех-

Зав. №2313, 2304 нических средств

№2496, 2506, 2518

для автоматиза-

2НасоснаяТПОЛ-10ЗНОЛ.06-6 ЦЭ6850М

станцияI

ном. перв.

=800 А;U

ном. перв. обм.

=КТ=0,5S/1

№5, РУ-6I

ном. втор.

=5 А

6000/ 3 В;

Гос. реестр

кВ №1,КТ=0,5S№20176-06

Т-62Гос. реестрЗав. №

№1261-08007258034000025

Зав. №2312, 2290

№3344-08. Зав.

№3165, 3156, 3166

3НасоснаяТПОЛ-10ЗНОЛ.06-6ЦЭ6850М

станцияI

ном. перв.

=800 А;U

ном. перв. обм.

=КТ=0,5S/1УСПД-164-01К1

№5, РУ-6I

ном. втор.

=5 А

6000/ 3 В;

Гос. реестрЗав. №

кВ №2,КТ=0,5S№20176-06009122033000021

Приём

Актив/Реактив

лист № 12

всего листов 19

Приём

Актив/Реактив

Приём

Актив/Реактив

Приём

Актив/Реактив

УСПД-164-01К1

Зав. №

009122033000053

из комплекса тех-

нических средств

для автоматиза-

ции контроля и

учёта электриче-

ской энергии и

мощности «Энер-

гомера»

Гос. реестр

№19575-08

Т-63

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2346, 2311

Зав. №

007258034000023

4Насосная

станция

№5, РУ-6

кВ №2,

Т-64

ТПОЛ-10

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2306, 2289

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08, Зав.

№ 2502, 2503, 2497

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000022

из комплекса тех-

нических средств

для автоматиза-

ции контроля и

учёта электриче-

ской энергии и

мощности «Энер-

гомера»

Гос. реестр

№19575-08

5Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №1,

Т-31

ТОЛ-10-I

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№15128-07,

Зав.№11672,

11673

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№1145, 1144, 1139

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258029000004

6Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №1,

Ф-65

ТПОЛ-10

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№1261-08

Зав.№2287, 2347

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08.

Зав.№3168, 3200,

3169

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000034

7Насосная

ТПОЛ-10

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№3168, 3200, 3169

ЗНОЛ.06-6

ЦЭ6850М

±1,1 ±2,1

±2,6 ±3,3

лист № 13

всего листов 19

Приём

Актив/Реактив

Приём

Актив/Реактив

Отдача

Актив/Реактив

УСПД-164-01К1

Зав. №

009122033000062

из комплекса тех-

нических средств

для автоматизации

контроля и учёта

электрической

энергии и мощно-

сти «Энергомера»

Гос. реестр

№19575-08

Приём

Актив/Реактив

станция

№4, РУ-6

кВ №1,

Ф-64

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2310, 2309

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000026

8Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №2,

Ф-61

ТПОЛ-10

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2345, 2288

ном. перв. обм.

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№3203, 3167, 3199

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000020

9Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №2,

Ф-63

ТПОЛ-10

ном. перв.

=400 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2342, 2380

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№3202, 3206, 3154

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000021

10Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №2,

Ф-68

ТПОЛ-10

ном. перв.

=800 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№1261-08

Зав. №2305, 2308

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№3202, 3206, 3154

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№1149, 1146, 1147

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000033

±1,1 ±2,1

±2,6 ±3,3

лист № 14

всего листов 19

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№1149, 1146, 1147

Отдача

Актив/Реактив

Приём

Актив/Реактив

УСПД-164-01К1

Зав. №

009122033000009

из комплекса тех-

нических средств

для автоматизации

контроля и учёта

электрической

энергии и мощно-

сти «Энергомера»

Гос. реестр

№19575-08

Приём

Актив/Реактив

11Насосная

станция

№4, РУ-6

кВ №2,

Ф-60

ТОЛ-10-I

ном. перв.

=400 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№15128-07

Зав. №11667

Зав. №11668

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000028

12Насосная

станция

№3А

«Подкач-

ка»,

РУ-6 кВ

Ф-63

ТОЛ-10-I

ном. перв.

=400 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№15128-07

Зав. №11669,

9120

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000032

13Насосная

станция

№3А

«Подкач-

ка»,

РУ-6 кВ

Ф-60

ТОЛ-10-I

ном. перв.

=400 А;

ном. втор.

=5 А

КТ=0,5S

Гос. реестр

№15128-07

Зав. №11666,

11665

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№1143, 1073, 1115

ЗНОЛ.06-6

ном. перв. обм.

6000/ 3 В;

ном. осн. втор. обм.

100/ 3 В, КТ=0,5

Гос. реестр

№3344-08. Зав.

№1133, 1135, 1140

ЦЭ6850М

КТ=0,5S/1

Гос. реестр

№20176-06

Зав. №

007258034000031

±1,1 ±2,1

±2,6 ±3,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение - от 0,98 U

ном

до 1,02 U

ном

; ток – от 1 I

ном

до 1,2 I

ном

; cosφ = 0,9 инд.;

лист № 15

всего листов 19

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение – от 0,9 U

ном

до 1,1 U

ном

; ток – от 0,05 I

ном

до 1,2 I

ном

; 0,5 инд.

cosφ

0,8 емк.

Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45 до + 50 °С, для счетчиков от минус 40 до +

60 °С; для УСПД от минус 30 до +55 °С; для сервера от +15 до +35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков

электроэнергии от 0 до +45 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме

измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метроло-

гическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа.

лист № 16

всего листов 19

Надежность применяемых в системе компонентов:

-счетчик электроэнергии ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ Т = 160000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв – не более 2 ч;

- УСПД 164-01К1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;

-устройство синхронизации времени УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее

Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восста-

новления работоспособности tв = 1 ч.

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии ЦЭ6850М - данные о потреблении электроэнергии накопленные

по тарифам за сутки – не менее 45 суток; данные о потреблении электроэнергии по тарифам

за месяц – не менее 24 месяцев; при отключении питания - не менее 10 лет;

УСПД 164-01К1 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу уче-та

за сутки – не менее 3 месяцев; потребление электроэнергии по каждому каналу учета за

месяц - не менее 3 лет; при отключении питания - не менее 20 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за

весь срок эксплуатации системы»

Надежность системных решений:

- цикличность измерений: 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- цикличность сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного

питания;

- наличие системы диагностирования неисправностей АИИС КУЭ;

- восстановление информации в аварийных ситуациях.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

лист № 17

всего листов 19

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ МУП «ВОДО-

КАНАЛ» типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3

НомерНаименование изделия

п/п

Количество

шт.

Измерительные компоненты и вспомогательные устройства

1 Счётчик электрической энергии ЦЭ6850М 13

2 Трансформатор тока: ТОЛ-10-I 400/5 6

ТОЛ-10-I 800/5 2

ТПОЛ-10 800/5 16

ТПОЛ-10 400/5 2

3 Трансформатор напряжения: ЗНОЛ.06.4-6 39

4 Разветвитель интерфейсов «Энергомера» 8

5 Колодка испытательная 13

переходная КИ У3

6 Сервер IRU ROCK 2113R 1

7 Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01К1 5

8 Блок питания БП-24 5

9 Источник бесперебойного питания IPPON Back Power Pro 600 5

10 GSM-Модем Teleofis RX100 5

11 GSM-Модем Teleofis RX201 1

12 Резервный источник питания БИРП 12/1,6 5

13 Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 1

Программное обеспечение

14Комплект специализированного программного обеспечения КТС «Энер-1

гомера»

15 Системное программное обеспечение Windows 2003 Server 1

16 Системное программное обеспечение Office 2007 1

Эксплуатационная документация

17 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерче-1

ского учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ». Руко-

водство пользователя.

18 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерче-1