Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭСК РусГидро" (ОАО "КЭМЗ")

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭСК РусГидро" (ОАО "КЭМЗ"), 68660-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	68660-17
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭСК РусГидро" (ОАО "КЭМЗ")
Изготовитель	АО "Энергосбытовая компания РусГидро", г.Москва
Год регистрации	2017
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных АО «ЭСК РусГидро» (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации - перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК №№ 13-15 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где производится перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН.

На сервере осуществляется сбор и обработка полученных данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

Сервер может принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет по протоколу NTP. Тайм-сервер работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Корректировка

показаний часов сервера осуществляется при расхождении с часами NTP-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±2 с.

Для ИК №№ 1-12 сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Для ИК №№ 13-15 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика и часов сервера на величину более ±2 с. Передача данных от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа, а также с помощью специальных программных средств. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

		Измерительные компоненты						Метрологические характеристики ИК
Но мер	Наименова ние точки измерений					Сервер	Вид электро	Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %
ИК	Наименова ние точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД		энергии
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5					Активная	1,1	3,0
1	ЗРУ-6 кВ,	600/5
	1СШ 6 кВ, яч.ф. 647	Рег. № 1261-59		Рег. № 36697-12			Реактивная	2,3	4,8
2	ПС «Южная» 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ф. 648	ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5	СИКОН С70	HP ProLiant	Активная	1,1	3,0
2	ПС «Южная» 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ф. 648	ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59	6000/100 Рег. №20186-05	Рег. № 36697-12	Рег. № 28822-05	DL360 G7	Реактивная	2,3	4,8
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100	СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5
3	110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1	Кл.т. 0,5 600/5		СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5			Активная	1,1	3,0
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 27524-04			Реактивная	2,3	4,6
	ф. 649	Рег. № 1261-59	Рег. №20186-05	Рег. № 27524-04

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НАМИ-10	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2				Активная	1,0	2,9
4	ЗРУ- 6 кВ, 2	600/5	6000/100
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-12			Реактивная	2,0	4,7
	ф. 661	Рег. № 1261-59	Рег. № 11094-87	Рег. № 36697-12
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НАМИ-10	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2				Активная	1,0	2,9
5	ЗРУ- 6 кВ, 2	600/5	6000/100
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-12			Реактивная	2,0	4,7
	ф. 662	Рег. № 1261-59	Рег. № 11094-87	Рег. № 36697-12
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НАМИ-10	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5	СИКОН
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2		С70	HP ProLiant DL360 G7	Активная	1,0	2,9
6	ЗРУ- 6 кВ, 2	600/5	6000/100
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-12	Рег. №		Реактивная	2,0	4,7
	ф. 667	Рег. № 1261-59	Рег. № 11094-87	Рег. № 36697-12	28822-05
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5				Активная	1,1	3,0
7	ЗРУ- 6 кВ, 3	600/5	6000/100
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 27524-04			Реактивная	2,3	4,6
	ф. 657	Рег. № 1261-59	Рег. № 2611-70	Рег. № 27524-04
	ПС «Южная»	ТПОЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5
	110/6/6 кВ,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5				Активная	1,1	3,0
8	ЗРУ- 6 кВ, 3	600/5	6000/100
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 27524-04			Реактивная	2,3	4,6
	ф. 658	Рег. № 1261-59	Рег. № 2611-70	Рег. № 27524-04

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПС «Южная»	ТОЛ-10-I	ЗНОЛП-6	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
9	110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4	Кл.т. 0,2S 600/5	Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5			Активная	0,9	1,6
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-08			Реактивная	1,6	2,8
	ф. 668	Рег. № 15128-07	Рег. № 23544-07	Рег. № 36697-08
	ПС «Южная»	ТОЛ-10-I	ЗНОЛП-6	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
10	110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4	Кл.т. 0,2S 400/5	Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5	СИКОН С70		Активная	0,9	1,6
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-08			Реактивная	1,6	2,8
	ф. 676	Рег. № 15128-07	Рег. № 23544-07	Рег. № 36697-08
	ПС «Южная»	ТОЛ-10-I	ЗНОЛП-6	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. № 28822-05
11	110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4	Кл.т. 0,2S 400/5	Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. № 28822-05	HP ProLiant DL360 G7	Активная	0,9	1,6
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-08		HP ProLiant DL360 G7	Реактивная	1,6	2,8
	ф. 677	Рег. № 15128-07	Рег. № 23544-07	Рег. № 36697-08
	ПС «Южная»	ТОЛ-10-I	ЗНОЛП-6	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
12	110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4	Кл.т. 0,2S 400/5	Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5			Активная	0,9	1,6
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36697-08			Реактивная	1,6	2,8
	ф. 682	Рег. № 15128-07	Рег. № 23544-07	Рег. № 36697-08
	ПС «Ковров» 110/6 кВ,	ТПФМ-10 Кл.т. 0,5	НТМИ-6 Кл.т. 0,5	ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0			Активная	1,3	3,3
13	ЗРУ- 6 кВ, 2	400/5	6000/100	ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0	-
	СШ 6 кВ, яч.			Рег. № 36355-07			Реактивная	2,5	5,7
	ф. 619	Рег. № 814-53	Рег. № 380-49	Рег. № 36355-07

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
14	ПС «Селива-ново» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. ф.101	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5			Активная	1,0	2,9
		Рег. № 1856-63	Рег. № 11094-87	Рег. № 36697-12		HP ProLiant	Реактивная	2,0	4,7
15	ПС «Селива-ново» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. ф.107	ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5		DL360 G7	Активная	1,0	2,9
		Рег. № 2363-68	Рег. № 11094-87	Рег. № 36697-12			Реактивная	2,0	4,7

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-8, 13-15 указана для тока 5 % от !ном, для ИК №№ 9-12 - для тока 2 % от I*,* cosj = 0,8инд.

4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть._

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	15
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 95 до 105
- ток, % от !ном
- для ИК №№ 9-12	от 1 до 120
- для остальных ИК	от 5 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,9
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:	от 90 до 110
- напряжение, % от Uном
- ток, % от !ном	от 1 до 120
- для ИК №№ 9-12	от 5 до 120
- для остальных ИК	от 0,5 до 1,0
- коэффициент мощности cos9	от 49,6 до 50,4
- частота, Гц	от -45 до +40
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения	от 0 до +40
счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С	от +15 до +25
температура окружающей среды в месте расположения сервера,
°С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде
36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1

1	2
Глубина хранения информации:
счетчик:	113 5
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях	45
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,	5
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее	5
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:	3,5
- хранение результатов измерений и информации состояний	3,5
средств измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

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

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	16 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	12 шт.
Трансформаторы тока	ТПФМ-10	2 шт.
Трансформаторы тока измерительные	ТВЛМ-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛМ-10	2 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	1 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-6	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6	1 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	11 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	3 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05М	1 шт.
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С70	1 шт.
Сервер	HP ProLiant DL360 G7	1 шт.
Методика поверки	МП ЭПР-019-2017	1 экз.
Паспорт-формуляр	ЭСРГ.780440.010.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-019-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 18.08.2017 г.

Основные средства поверки:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- счетчик 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.;

- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ»)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения