| Номер в госреестре | 83688-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (2-я очередь) |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "КЭС", г. Краснодар |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (2-я очередь) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на втором уровне данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (2-я очередь).
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| о, <и м о я | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 10 кВ ИЛ-6, Ответвление ВЛ 10 кВ ИЛ-6, Оп. № 4, КРН 10 кВ яч. 3 | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МД Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ Тургеневская, РУ 10 кВ, 5 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ, яч. ТГ-501 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 51621-12 | СЭ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | |
| 3 | ПС 110 кВ Тургеневская, РУ 10 кВ, 6 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ, яч. ТГ-603 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 51621-12 | СЭ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | |
| 4 | КТП Ос 12 - 776, РУ-10 кВ, ВЛ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 ЗНОЛ-СЭЩ 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 35956-07 Рег. № 54371-13 | ПСЧ-4ТМ.05МД Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | активная реактивная | |
| 5 | КТПП-МОК-1 -2463 10 кВ, РУ 10 кВ, I СШ 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07 | Меркурий 23 0 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | активная реактивная | |
| 6 | КТПП-МОК-1 -2463 10 кВ, РУ 10 кВ, II СШ 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2 | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная |
| Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07 | Рег. № 23345-07 | реактивная | |||
| Продолжение таблицы 2 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | 2КТПН Л-1-1057п 10 кВ, РУ 10 кВ, СШ 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 | ТОЛ-НТЗ 40/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТЗ 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 8 | 2КТПН Л-1-1057п 10 кВ, РУ 10 кВ, СШ 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2 | ТОЛ-НТЗ 40/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ||
| 9 | РП-66 6 кВ, РУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, КЛ 6 кВ Р28 | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 10 | РП-66 6 кВ, РУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, КЛ 6 кВ Р21 | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| П р и м е ч а н и я 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5. Указанные замены оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть, до срока наступления очередной поверки АИИС КУЭ. 6. На момент наступления очередной поверки изменения в АИИС КУЭ, отраженные в актах, вносятся в описание типа в порядке, установленном действующим законодательством РФ. | ||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (±8), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±8), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1; 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,21,ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| °,21,ном — ^1 < ^1ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 | |
| 0,0511ном — I < 0,211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,1 | 5,6 | |
| 2; 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,4 | 1,7 | 2,3 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,4 | 1,7 | 2,3 | |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,6 | 2,0 | 3,0 | |
| 0,0111ном — I1 < 0,0511ном | 2,0 | 3,0 | 5,4 | 2,3 | 3,2 | 5,5 | |
| 5; 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — I1 — 1,211ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 | |
| 0,111ном — I1 < 0,211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,1 | 5,6 | |
| 0,0511Ном —11 < 0,П1ном | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,2 | 3,3 | 5,6 | |
| 7; 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | I1ном — I1 — | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| 0,2I1ном — I1 < I1ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 | |
| 0Д11ном — ^ < 0,211ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 | |
| 0,05Ilном — I1 < 0,И1ном | 1,2 | 1,9 | 3,1 | 1,6 | 2,3 | 3,3 | |
| 0,0И1ном — I1 < 0,05!^^ | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,4 | 3,3 | 5,6 | |
| 9; 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | I1ном — I1 — 1,2I1ном | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 2,0 |
| 0,211ном — ^ 11ном | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 2,0 | |
| 0,05Ilном —11 < 0,2Ilном | 0,9 | 1,1 | 1,7 | 1,5 | 1,7 | 2,1 | |
| 0,0И1ном —11 < 0,05Т1ном | 1,5 | 1,7 | 2,5 | 1,9 | 2,1 | 2,8 | |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 21 до плюс 25 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . | |||||||
мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Границы относительной основной погрешности измерений, (+ б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), % | ||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1; 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | ^1ном — "1 — 1,21,ном | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| м о н нн" V нн" VI м о н "1 (N о" | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 | |
| 0,0511ном — Ii < 0,211ном | 4,4 | 2,7 | 5,3 | 4,0 | |
| 2; 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | м о н I1 VI I1 — м о н I1 | 1,9 | 1,4 | 3,5 | 3,3 |
| м о н I1 V I1 VI м о н I1 (N <э | 1,9 | 1,4 | 3,5 | 3,3 | |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 2,4 | 1,7 | 3,8 | 3,4 | |
| 0,0211ном —11 < 0,0511ном | 4,5 | 2,9 | 5,4 | 4,1 | |
| 5; 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | м о н I1 vi I1 — м о н I1 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| 0,211ном — "1 < "1ном | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 | |
| 0,111ном — "1 < 0,211ном | 4,4 | 2,7 | 5,3 | 4,0 | |
| 0,0511Ном — I1 < 0,111Ном | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,2 | |
| 7; 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | м о н I1 (N VI I1 — м о н I1 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| 0,211ном — "1 < 11ном | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 | |
| 0,111ном — "1 < 0,211ном | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 | |
| 0,0511ном — I1 < 0,111ном | 2,9 | 2,1 | 4,1 | 3,7 | |
| 0,0211ном — I1 < 0,0511ном | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,2 | |
| 9; 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | м о н I1 VI I1 — м о н I1 | 1,6 | 1,3 | 3,4 | 3,3 |
| 0,211ном — "1 < "1ном | 1,6 | 1,3 | 3,4 | 3,3 | |
| 0,0511ном — "1 < 0,2"1ном | 1,7 | 1,4 | 3,4 | 3,3 | |
| 0,02!1ном — "1 < 0,05ГЬжм | 2,5 | 2,1 | 3,9 | 3,6 | |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 21 до плюс 25 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . | |||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер АИИС КУЭ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 61 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (2-я очередь) типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 10 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ(П)-НТЗ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 325.00.000 ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «КЭС» (2-я очередь) (АИИС КУЭ ООО «КЭС» (2-я очередь))», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (2-я очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
