• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 51683-12 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 850. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
51683-12
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС 850 220/110/10 кВ "Ново-Внуково"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 850
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково» (далее — АИИС КУЭ «Ново-Внуково») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, обеспечения эффективного автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии, осуществления сбора, обработки, хранения и отображения информации параметров электропотребления, поступающих от цифровых счетчиков коммерческого учета электроэнергии и регистрации параметров потребления, а также для передачи информации в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «ОЭК», и предоставление доступа со стороны ОАО «МОЭСК», ОАО «АТС», ОАО «Мосэнергосбыт» и смежных сетевых организаций.
ОписаниеАИИС КУЭ «Ново-Внуково» является трехуровневой системой с распределенной функцией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных. АИИС КУЭ «Ново-Внуково» включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), выполняющие функции проведения измерений электроэнергии, включающие: измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии серии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производства ОАО «ННПО имени М.В.Фрунзе»; 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ «Ново-Внуково», выполняющий функции консолидации информации по данной электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L производства ООО «Эльстер-Метроника», источник бесперебойного питания, а так же коммуникационное оборудование и каналы связи для организации информационного обмена между уровнями системы. Непосредственно на ПС «Ново-Внуково» установлены технические средства уровней ИИК, ИВКЭ. 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Ново-Внуково», включающий в себя: коммуникационное оборудование и компьютеры, предназначенные для выполнения функций сбора и хранения данных, а также автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) обеспечивающие пользовательский интерфейс, в том числе печать отчетов. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. МК управляет работой устройства индикации с целью отображения измеренных данных. Режим индикации может изменяться посредством кнопок клавиатуры управления. Сбор информации со счетчиков осуществляется по запросу ИВКЭ. Каналы связи между ИВКЭ и ИИК организованы следующим образом: счетчики подключены при помощи интерфейса RS-485 к Ethernet-серверу, далее через коммутатор сети Ethernet к УСПД. Опрос ИВКЭ со стороны ИВК производится в автоматическом режиме или по запросу оператора. Вся информация поступает в ИВК в электронном виде. К УСПД через коммутатор сети Ethernet подключено АРМ. Сбор информации с ИВКЭ осуществляется по запросу ИВК. Между ИВКЭ и ИВК организовано два канала связи на основе сотовой сети стандарта GSM одного оператора связи. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации автоматически производится программным обеспечением в составе ИВК ЦСОИ ОАО «ОЭК». На компьютерном оборудовании ИВК выполняется накопление, хранение, резервное копирование измерительной информации, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. На АРМ операторов системы выполняется мониторинг измерительной информации, анализ, печать отчетных форм. Передача данных из АИИС КУЭ «Ново-Внуково» в смежные сетевые организации осуществляется по электронной почте. Поддержание единого системного времени уровней ИИК, ИВКЭ осуществляется посредством приемника сигналов точного времени УССВ, подключенного к УСПД. УСПД автоматически синхронизируется при помощи УССВ не менее одного раза в сутки по сигналам точного времени системы GPS при помощи GPS-приемника УССВ-35 HVS. Синхронизация времени уровня ИИК осуществляется от уровня ИВКЭ. Имеется возможность синхронизации времени уровня ИВКЭ от ЦСОИ. Синхронизация УСПД происходит при превышении разности времени, полученного от УССВ и времени УСПД по абсолютному значению более чем на 2 секунды. При опросе УСПД устанавливает в счетчиках точное время в случае превышения разности времени УСПД и счетчика более чем на 2 секунды. Синхронизация счетчиков от ИВКЭ производится один раз в сутки, автоматически. В нормальном режиме работы ИИК, ИВКЭ участие оператора для выполнения функция АИИС КУЭ «Ново-Внуково» не требуется. Все функции выполняются автоматически. АИИС КУЭ решает следующие задачи: автоматическое выполнение измерений 3-х и 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, параметров электрической сети периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин; автоматическое выполнение измерений времени; автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения; хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений; хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций – участников договорных отношений; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне; диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Ново-Внуково». Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирования
Программное обеспечениеВ состав программного обеспечения системы входит ПО «АльфаЦЕНТР» из состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», утвержденного типа (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений № 44595-10). Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД. Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из следующих основных компонентов и модулей: программа — планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей), драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД, драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД, драйвер работы с БД, библиотека шифрования пароля счетчиков, библиотека сообщении планировщика опросов. Предусмотрены меры защиты ПО от преднамеренного и непреднамеренного изменения: - пользователь не имеет возможность обновления или загрузки новых версий ПО без фиксации в журнале событий; - без нарушения целостности конструкции и заводских пломб невозможно удаление запоминающего устройства, или его замена другим устройством; - в процессе работы невозможно ввести данные измерений, полученные вне измерительных компонентов системы; - обеспечена защита программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа Защита программы от непреднамеренных воздействий обеспечивается функциями резервного копирования. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов системы и определяются классом применяемых электросчетчиков. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Таблица 1 Метрологически значимые модули ПО
Наименование ПОИдентификационное наименование ПОНомер версии (идентификационный номер) ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Программа — планировщик опроса и передачи данных amrserver.exeверсия 1224dc80532f6d9391dc47f5dd7a a5df37MD5
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПДamrc.exeверсия 12783elab6f99a5a7ce4c6639bf7 ea7d35MD5
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПДamra.exeверсия 123408aba7e4f90b8ae22e26cdlb360e98MD5
Драйвер работы с БДcdbora2.dllверсия 120ad7e99fa26724e65102e215750c655aMD5
Библиотека шифрования пароля счетчиковcncryptdll.dllверсия 120939ce05295fbcbbba400eeae8 d0572cMD5
Библиотека сообщении планировщика опросовalphamess.dllверсия 12b8с331аbb5е34444170eee9317635cdMD5
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические характеристики (МХ) АИИС КУЭ «Ново-Внуково» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2
ПараметрЗначение
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергииЗначения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3.
Количество точек учета, шт.93
Интервал измерений, минут30
Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки±5
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц220±22 50±1
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл0,5
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения25-100
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %0,25
Первичные номинальные напряжения, кВ0,4; 10; 110; 220
Первичные номинальные токи, кА0,3; 0,6; 1,2; 1,5; 1,6; 3,0
Номинальное вторичное напряжение, В100; 380
Номинальный вторичный ток, А1, 5
Температурный диапазон окружающей среды: -счетчиков электроэнергии, °С -трансформаторов тока и напряжения, °С - компьютерное оборудование ИВК и АРМ, °Сот 10 до 40 от 10 до 40 от 15 до 30
Габаритные размеры: -шкаф УССВ, мм, не более; -шкаф УСПД, мм, не более; -счетчик электроэнергии, мм, не более.400 ( 330 ( 250 660 ( 1060 ( 1100 330 ( 170 ( 80,2
Масса: -шкаф УССВ, кг, не более; -шкаф УСПД, кг, не более; -счетчик электроэнергии, кг, не более.7,5 150 1,6
Средний срок службы системы, не менее, лет10
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ «Ново-Внуково» с указанием наименований точек учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, номеров регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений, представлен в таблице 3. Таблица 3
№ ИКНаименование объекта учетаСостав 1-го и 2-го уровней измерительных каналовМетрологические характеристики ИК
1АТ-1 220 кВJK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0627524-04
2АТ-2 220 кВJK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0627524-04
3 КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-Встреча-1JK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  1200/1220000/√3/ 100/√3№ Гос-А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5реестра Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0627524-0437288-08
4КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-Встреча-2JK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0636697-08
5 КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-ПодушкиноJK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0627524-04
6 КВЛ 220 кВ Ново-Внуково-ОчаковоJK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0627524-04
7ШСЭВ-220 кВJK ELK CN14STE1/245СЭТ-4ТМ.03М.16
  1200/1220000/√3/ 100/√3А( 0,5( 2,0
  0,2S0,20,2S/0,5Р( 0,8( 2,9
  28839-0533111-0636697-08
8АТ-1 110 кВELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03
 1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
 0,2S0,50,2S/0,5Р
 33113-06---27524-04
9АТ-2 110 кВELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03
 1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
 0,2S0,50,2S/0,5Р
 33113-06---27524-04
10 КВЛ 110 кВ Ново-Внуково-Полет-1ELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
 1600/1110000/√3/ 100/√33№ Гос-Ане нормируется
 0,2S0,50,2S/0,5реестра Р
 33113-06---27524-0437288-08
11 КВЛ 110 кВ Ново-Внуково-Полет-2ELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03
 1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
 0,2S0,50,2S/0,5Р
 33113-06---27524-04
12 КЛ 110 кВ Резерв 1ELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03
  1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
  0,2S0,50,2S/0,5Р
  33113-06---27524-04
13 КЛ 110 кВ Резерв 2ELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03
  1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
  0,2S0,50,2S/0,5Р
  33113-06---27524-04
14 ШСЭВ-110 кВELK-CTOSTE 3/126СЭТ-4ТМ.03М.16
  1600/1110000/√3/ 100/√33Ане нормируется
  0,2S0,50,2S/0,5Р
  33113-06---36697-08
15 Ввод к 1 сек. 10 кВ от АТ-1, яч.102ТЛП-10-1НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  3000/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 30709-0520186-0527524-04
16 КРУ 10 кВ, ТСН-1 - ДГР-1, яч.103ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
17 КРУ 10 кВ, Линия яч.104ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
18 КРУ 10 кВ, Фидер 105, яч.105ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
19 КРУ 10 кВ, Линия яч.106ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
20 КРУ 10 кВ, Линия яч.107ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
21 КРУ 10 кВ, Линия яч.109ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
22 КРУ 10 кВ, Линия яч.110ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
23 КРУ 10 кВ, Фидер 111, яч.111ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
24 КРУ 10 кВ, Линия яч.112ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
25 КРУ 10 кВ, Секц. выкл. яч.113ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  1500/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
26 КРУ 10 кВ, Линия яч.114ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
27 КРУ 10 кВ, Линия яч.115ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
28 КРУ 10 кВ, Линия яч.116ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
29 КРУ 10 кВ, Фидер 117, яч.117ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
30 КРУ 10 кВ, Линия яч.118ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
31 КРУ 10 кВ, Линия яч.120ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
32 КРУ 10 кВ, Фидер 121, яч.121ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
33 КРУ 10 кВ, Линия яч.122ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
34 КРУ 10 кВ, ТСН-5 яч.123ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
35 Ввод к 2 сек. 10 кВ от АТ-2, яч.202ТЛП-10-1НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  3000/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  30709-0520186-0527524-04
36 КРУ 10 кВ, ТСН-2 - ДГР-2, яч.203ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
37 КРУ 10 кВ, Фидер 204, яч.204ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
38 КРУ 10 кВ, Линия яч.205ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
39 КРУ 10 кВ, Фидер 21157, яч.206ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
40 КРУ 10 кВ, Линия яч.207ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
41 КРУ 10 кВ, Фидер 18145, яч.209ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
42 КРУ 10 кВ, Фидер 18146, яч.210ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
43 КРУ 10 кВ, Фидер 211, яч.211ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
44 КРУ 10 кВ, Линия яч.212ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
45 КРУ 10 кВ, Линия яч.214ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
46 КРУ 10 кВ, Линия яч.215ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
47 КРУ 10 кВ, Линия яч.216ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
48 КРУ 10 кВ, Линия яч.217ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
49 КРУ 10 кВ, Линия яч.218ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
50 КРУ 10 кВ, Линия яч.220ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
51 КРУ 10 кВ, Линия яч.221ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
52 КРУ 10 кВ, Линия яч.222ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
53Ввод к 3 сек. 10 кВ от АТ-1, яч.302ТЛП-10-1НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  3000/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  30709-0520186-0527524-0437288-08
54 КРУ 10 кВ, ТСН-3 - ТДГР-3 яч.303ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
55 КРУ 10 кВ, Линия яч.304ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
56 КРУ 10 кВ, Линия яч.305ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
57 КРУ 10 кВ, Линия яч.306ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
58 КРУ 10 кВ, Линия яч.307ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
59 КРУ 10 кВ, Линия яч.309ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
60 КРУ 10 кВ, Линия яч.310ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
61 КРУ 10 кВ, Линия яч.311ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
62 КРУ 10 кВ, Линия яч.312ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
63 КРУ 10 кВ, Секц.выкл. яч.313ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  1500/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
64 КРУ 10 кВ, Линия яч.314ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
65 КРУ 10 кВ, Фидер 315, яч.315ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
66 КРУ 10 кВ, Фидер 316 яч.316ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
67 КРУ 10 кВ, Фидер 317 яч.317ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
68 КРУ 10 кВ, Фидер 318 яч.318ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
69 КРУ 10 кВ, Фидер 320 яч.320ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
70 КРУ 10 кВ, Фидер 321 яч.321ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
71 КРУ 10 кВ, Фидер 322 яч.322ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
72 Ввод к 4 сек. 10 кВ от АТ-2, яч.402ТЛП-10-1НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  3000/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  30709-0520186-0527524-04
73 КРУ 10 кВ, ТСН-4-ТДГР-4 яч.403ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
  300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0536697-08
74 КРУ 10 кВ, Линия яч.404ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
75 КРУ 10 кВ, Линия яч.405ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
76 КРУ 10 кВ, Фидер 26195, яч.406ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
77 КРУ 10 кВ, Фидер 407, яч.407ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
78 КРУ 10 кВ, Фидер 409, яч.409ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
79 КРУ 10 кВ, Фидер 410, яч.410ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
80 КРУ 10 кВ, Фидер 411, яч.411ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
81 КРУ 10 кВ, Фидер 412, яч.412ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
82 КРУ 10 кВ, Линия яч.414ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
83 КРУ 10 кВ, Линия яч.415ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
84 КРУ 10 кВ, Линия яч.416ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
  600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-04
85 КРУ 10 кВ, Линия яч.417ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03RTU-325L
  600/510000/√3/100/√3№ Гос-А( 0,8( 2,3
  0,2S0,50,2S/0,5реестра Р( 1,0( 3,1
  25433-0620186-0527524-0437288-08
86 КРУ 10 кВ, Фидер 418, яч.418ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
 600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
 0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
87 КРУ 10 кВ, Фидер 420 яч.420ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
 600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
 0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
88 КРУ 10 кВ, Фидер 421 яч.421ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
 600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
 0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
89 КРУ 10 кВ, Фидер 422 яч.422ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
 600/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
 0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
90 КРУ 10 кВ, ТСН-6 яч.423ТЛО-10НАМИ-10-95 УХЛ2СЭТ-4ТМ.03
 300/510000/√3/100/√3А( 0,8( 2,3
 0,2S0,50,2S/0,5Р( 1,0( 3,1
 25433-0620186-0527524-04
91 ЩСН-0,4 кВ, ТСН №7 (резерв)ТНШЛ-0,66прямое включениеСЭТ-4ТМ.03.09
 1500/5А( 1,0( 5,6
 0,50,5S/1,0Р( 1,5( 6,3
 1673-0327524-04
92 ЩСН-0,4 кВ, ТСН №5ТНШЛ-0,66прямое включениеСЭТ-4ТМ.03.09
 1500/5А( 1,0( 5,6
 0,50,5S/1,0RTU-325LР( 1,5( 6,3
 1673-0327524-04№ Гос-
93 ЩСН-0,4 кВ, ТСН №6ТНШЛ-0,66прямое включениеСЭТ-4ТМ.03.09реестра
 1500/537288-08А( 1,0( 5,6
 0,50,5S/1,0Р( 1,5( 6,3
 1673-0327524-04
Примечания: Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Ново-Внуково»: напряжение питающей сети: напряжение (0,98-1,02)∙Uном, ток (1-1,2)∙Iном, cos(=0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) ˚С. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Ново-Внуково»: напряжение питающей сети (0,9-1,1) ∙Uном, сила тока (0,01-1,2) ∙Iном, 0,5 инд. ≤ cos( ≤ 0.8 емк.; температура окружающей среды: от 10 ˚С до 40 ˚С (для компьютерного оборудования от 15 до 30 ˚С); Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии; Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена других компонентов системы на однотипные , имеющие технические характеристик не хуже приписанных компонентам системы и совместимых для работы с другими компонентами системы. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ «Ново-Внуково» как его неотъемлемая часть. Погрешность каналов № 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 не нормируется в связи с отсутствием информации об измерительных трансформаторах напряжения. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Ново-Внуково» основных компонентов системы: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов; УССВ среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов; GSM модем среднее время наработки на отказ не менее 2198760 часов. Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «Ново-Внуково» от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования; панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков имеют устройства для пломбирования; наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ; организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; Наличие фиксации в журнале событий счетчика событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени. Возможность коррекции времени в: счетчиках (функция автоматизирована); УСПД, сервере (функция автоматизирована); Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии – не менее 35 суток по каждому каналу измеренной энергии, до 5 лет при отключении питания, при температуре 25 °С; ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Комплектность
НаименованиеКол. (комплект)
1 Комплект оборудования уровня ИИК1
2 Шкаф устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L1
3 Шкаф УССВ1
4 Шкаф серверный1
5 Автоматизированное рабочее место (АРМ)1
6 Методика поверки1 экз.
7 Паспорт-формуляр1 экз.
8 Программное обеспечение, на компакт-диске1
Поверка осуществляется по документу МП 51683-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в июне 2012 г. Поверка средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется: - измерительных трансформаторов напряжения типа STE1/245 и НАМИ-10-95УХЛ2 по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками соответственно 4 года (STE1/245) и 5 лет (НАМИ-10-95УХЛ2); - измерительных трансформаторов тока типа JK ELK CN14, ТЛП-10-1, ТЛО-10, ТНШЛ-0,66 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (ТНШЛ-0,66) и 4 года (JK ELK CN14, ТЛП-10-1, ТЛО-10); - счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.09 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, с интервалами между поверками 10 лет и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, с интервалами между поверками 12 лет; - устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» с интервалами между поверками 6 лет. Основные средства поверки: - измерительных трансформаторов напряжения, предусмотренные ГОСТ 8.216-88; - измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003; - счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.09 в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 в соответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ; - устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП»; - радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), абсолютная погрешность ( 1 мкс; - термогигрометр электронный «Center» модель 315, диапазон измерений от минус 20 до плюс 60 °С, абсолютная погрешность (0,8 °С, относительной влажности воздуха от 0 до 99 %, абсолютная погрешность (3,0 %. - переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково» ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии класса точности 0,2S и 0,5S». ГOCT 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия». МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно- измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа». МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обеспечения и определение её уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа». Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 850 220/110/10 кВ «Ново-Внуково». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительОткрытое акционерное общество "Объединенная энергетическая компания" Юридический адрес: 101000, г. Москва. Кривоколенный пер., д. 10, стр. 4. Почтовый адрес: 101000, г. Москва. Кривоколенный пер., д. 10, стр. 4. Тел.: (495) 657-91-01, Факс: (495) 623-04-18 E-mail: info@uneco.ru
Испытательный центрГосударственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области" (ГЦИ СИ ФБУ "Нижегородский ЦСМ") Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1. Тел./факс (831) 428-78-78, (831) 428-57-95. E-mail: mail@nncsm.ru Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств измерений № 30011-08 от 15.08.2011 г.