Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Коломенский завод» в составе АО «Тансмашхолдинг» (далее
- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) №1-6 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АО «Коломенский завод», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (ИК) №7-9 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя коммуникационный сервер (КС) ПАО «Россети Московский регион», сервер базы данных (СБД) ПАО «Россети Московский регион», сервер АО «Коломенский завод», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер АО «Коломенский завод» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии ИК №1-6 и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии ИК №7-9 и считывают 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
КС ПАО «Россети Московский регион» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №7-9 и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных СБД ПАО «Россети Московский регион».
СБД ПАО «Россети Московский регион» и сервер АО «Коломенский завод» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление отчетных документов.
АРМ ПАО «Россети Московский регион», используя данные СБД ПАО «Россети Московский регион», не реже одного раза в сутки формирует отчет в формате макета электронного документооборота XML с последующей отправкой на сервер АО «Коломенский завод» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
От сервера АО «Коломенский завод» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением
11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят УСВ, часы счетчиков, УСПД, КС ПАО «Россети Московский регион», сервера АО «Коломенский завод».
Сравнение показаний часов КС ПАО «Россети Московский регион» и УСВ происходит не реже одного раза в час. Синхронизация часов КС ПАО «Россети Московский регион» и УСВ осуществляется при расхождении показаний часов на ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера АО «Коломенский завод» и УСВ происходит не реже одного раза в час. Синхронизация часов сервера АО «Коломенский завод» и УСВ осуществляется независимо от разницы показаний часов сервера АО «Коломенский завод» и УСВ.
Сравнение показаний часов УСПД и КС ПАО «Россети Московский регион» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и КС ПАО «Россети Московский регион» осуществляется при расхождении показаний более, чем на ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №1-6 и сервера АО «Коломенский завод» осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АО «Коломенский завод» осуществляется при расхождении показаний более чем на ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №7-9 и КС ПАО «Россети Московский регион» происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и КС ПАО «Россети Московский регион» осуществляется при расхождении показаний более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, КС ПАО «Россети Московский регион», сервера АО «Коломенский завод» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Коломенский завод».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Сервер АО «Коломенский завод» |
| Наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | с3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | Verify-Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| КС ПАО «Россети Московский регион» |
| Наименование ПО | « А льфаТ ЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Тепловозная, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 | ТЛШ-10 кл.т. 0,2S кт.т. 2000/5 Рег. №11077-07 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №27524-04 | 1 | »д о в й 1-йи 2 к4 3 cs н4 не 6 о ^ Й ^ ое КР S « АС а ^ (U ^ в р е О |
| 2 | ПС 110 кВ Тепловозная, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 | ТЛШ-10 кл.т. 0,2S кт.т. 2000/5 Рег. №11077-07 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №380-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №27524-04 |
| 3 | ПС 110 кВ Дизель, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.13 | ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 Рег. №1423-60 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №27524-04 |
| 4 | ПС 110 кВ Дизель, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12 | ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 Рег. №1423-60 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №27524-04 |
| 5 | ПС 110 кВ Дизель, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.41 | ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 Рег. №1423-60 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ПС 110 кВ Дизель, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.40 | ТЛШ-10-У3 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 Рег. №6811-78 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №27524-04 | 1 | й О ки .г 6 §!4i |
| 7 | ПС 110 кВ Коломна, РУ-6 кВ, ф.14 | ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 750/5 Рег. №25433-08 | НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-17 | 8 0 L5 -8 3 *©] Й* .г е Р | СБД ПАО «РОССЕТИ МОСКОВСКИЙ РЕГИОН», КС ПАО «РОССЕТИ МОСКОВСКИЙ РЕГИОН», Сервер АО «Коломенский завод», УСВ-3 Рег. №64242-16 |
| 8 | ПС 110 кВ Коломна, РУ-6 кВ, ф.15 | ТЛП-10 кл.т. 0,2S кт.т. 750/5 Рег. №30709-08 | НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 |
| 9 | ПС 110 кВ Коломна, РУ-6 кВ, ф.21 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,2S кт.т. 300/5 Рег. №15128-07 | НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 |
| Примечания 1 .Допускается замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 2. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 3. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 %<Iизм<Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,5 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 1,7 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 2,3 | 1,9 | 1,5 | 1,5 |
| 3-6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 7-9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §2%, | §5 %, | §20 %, | 1§ 0 О % , |
| % % 5 I VS S I VI % I2 | % % 0 2 I VS S I < % I5 | I20 “/о^тм^! 00% | I100 %<Iизм<Il20% |
| 1-2 (Счетчик 1; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 3,3 | 2,2 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 2,5 | 1,7 | 1,4 | 1,3 |
| 3-6 (Счетчик 1; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,8 | 1,5 |
| 7-9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | 1§ 0 О % , |
| % % 5 I < а I VI )% (2) II | % % 0 2 I vs s I < % I5 | I20 %<Iизм<Il00% | I100 %<Iизм<Il20% |
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
| 0,8 | 2,1 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 2,7 | 2,3 | 2,0 | 2,0 |
| 3-6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,1 | 1,8 |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,3 | 2,6 |
| 7-9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §2%, | § L/i % , | §20 %, | §100 %, |
| О4 «О I vs I VI I2 | О4 О 2 I Vs s I VI | I20 %<1изм<1100% | I100 %<1изм<1120% |
| 1-2 (Счетчик 1; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,9 | 3,1 | 2,2 | 2,1 |
| 0,5 | 3,9 | 2,6 | 2,0 | 2,0 |
| 3-6 (Счетчик 1; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 5,1 | 3,0 | 2,5 |
| 0,5 | - | 3,5 | 2,3 | 2,1 |
| 7-9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени (±Л), с (±Л), с UTC | ±5 |
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%p для соБф=1,0 нормируются от Ip/o, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%p и §2%q для COSф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ ИВК | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (рег.№27524-04):
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
90000
2
140000
2
165000
2
220000
2
350000
45000
45
45
5
3,5
- среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№36697-08):
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№36697-12):
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№36697-17):
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД устройство сбора и передачи данных RTU-327:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
УССВ ИВК устройство синхронизации времени УСВ-3:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее_
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
при отключенном питании, лет, не менее ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10У3 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 5 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 5 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU 325L | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 2 шт. |
| Формуляр | РТ.7731411714. 424179.52 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Коломенский завод» в составе АО «Тансмашхолдинг», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020г. N 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства 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».
88187-23: Методика поверкиСкачать11.1 Мб