| Номер в госреестре | 88294-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Ставропольский бройлер" (2 очередь) |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Индивидуальный предприниматель Тихонравов Виталий Анатольевич (ИП Тихонравов Виталий Анатольевич), г. Москва |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставропольский бройлер» (2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Ставропольский бройлер» (2 очередь), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УССВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО) «Альф аТ ЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН производится микроконтроллерами счетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер БД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, её, накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации производится через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ или с сервера БД верхнего уровня системы в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи 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 (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Сервер БД имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
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. Пределы допускаемой абсолютной погрешности, формируемой относительно национальной шкалы времени UTC(SU) в режиме синхронизации по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS ±1 мкс.
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Сравнение шкалы времени сервера БД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ, каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в сутки по протоколу МЭК 1162 (NMEA 0183). При наличии расхождения ±1 с и более сервер БД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения ±1 с и более сервер БД производит синхронизацию шкалы времени счетчиков с собственной шкалой времени сервера БД.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ: 001
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ-10 кВ ф. 002, оп. № 7, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 002 в сторону ТП-2 10 кВ, ЩУ-10 кВ | ТОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 73872-19 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. № 68841-17 | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 |
| 2 | ВЛ-10 кВ ф. 011, оп. № 24, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 011 в сторону ТП-1 10 кВ, ЩУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 51679-12 | знол-сэщ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. № 59871-15 | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 3 | ВЛ-10 кВ ф. 781, оп. №1, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 781 в сторону ТП-1 10 кВ, ТП-2 10 кВ, ТП-3 10 кВ, ТП-4 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТЛО-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. № 68841-17 | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 4 | ВЛ-10 кВ ф. 432, оп. № 266, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 432 в сторону ТП-1 10 кВ, ТП-4 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. №71707-18 | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 110 кВ Александрия, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 490 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| ВЛ-10 кВ ф. 433, он. № | ТЛО-Ю | ЗНОЛП-ЭК-Ю | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | ||
| 6 | 212а, отпайка ВЛ-10 кВ ф. 433 в сторону ТП-2 10 кВ, ТП-3 10 кВ, ПКУ-10 кВ | Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Рег. №25433-11 | Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. №47583-11 | |||||
| 7 | ПС 35 кВ Бурлацкая, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, | ТВК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 8913-82 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | |
| ВЛ-10 кВ ф. 467 | Per. № 36697-17 | реактивная | ±2,8 | ±5,5 | ||||
| 8 | ПС 35 кВ Бурлацкая, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | УССВ-2 Per. № | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| ВЛ-10 кВ ф. 468 | Per. № 36697-17 | 54074-21 | реактивная | ±2,8 | ±5,5 | |||
| ВЛ-10 кВ ф. 464, оп. № | ТЖ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 | ТЕ3000.03.01 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
| 9 | 117, отпайка ВЛ-10 кВ ф. | Кл. т. 0,5S/1,0 | ||||||
| 464, ПКУ-10 кВ | Per. № 77036-19 | реактивная | ±2,8 | ±5,5 | ||||
| ВЛ-10 кВ ф. 464, оп. № 80, | ТЖ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 | ТЕ3000.03.01 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
| 10 | отпайка ВЛ-10 кВ ф. 464, ПКУ-10 кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | реактивная | ±2,8 | ±5,5 | |||
| ПС 110 кВ Ясная Поляна- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-05 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
| 11 | 2, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 298 | Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | реактивная | ±2,8 | ±5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ПС 110 кВ Ясная Поляна-2, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 307 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2473-05 ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | УССВ-2 Per. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 |
| 13 | ПС 110 кВ Ясная Поляна-2, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 299 | ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 32139-06 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 14 | ПС 110 кВ Ясная Поляна-2, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 309 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2473-05 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 15 | ПС 110 кВ Благодарная-110, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 401 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2473-69 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 | |
| 16 | ПС 110 кВ Благодарная-110, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 410 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2473-69 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 | |
| 17 | ПС 110 кВ Новая Деревня, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 186 | ТОЛ-СВЭЛ-ЮМ Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 54721-13 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 18 | ПС 110 кВ Новая Деревня, КРУН-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 195 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Per. № 1276-59 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 19 | ВЛ-10 кВ ф. 195, оп. № 23, ЩУ-10 кВ | ТЛО-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-Ю Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Рег. №47583-11 | ТЕ3000.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 77036-19 | УССВ-2 Per. № 54074-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 |
| 20 | ПС 35 кВ Кубань, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.176 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| 21 | ПС 35 кВ Кубань, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.171 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Per. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,5 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд 1=0,05 Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 21 от +5 до плюс +35 °С. 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. 5 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000 |
| УССВ: | 1 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ 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, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СТ | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ-10М | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 5 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ТЕ3000.03.01 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 13 |
| У стройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Альф аТ ЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ТВА.411711.141.04.ЭД.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставропольский бройлер» (2 очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236 от 20.07.2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
