Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 54 220/10 кВ "Дубнинская"
- ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:51242-12
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 54 220/10 кВ "Дубнинская"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2012 |
Дата протокола | Приказ 775 п. 05 от 21.09.2012 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 48169 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 54 220/10 кВ «Дубнинская» (далее — АИИС КУЭ «Дубнинская») 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.
Описание
АИИС КУЭ «Дубнинская» является трехуровневой системой с распределенной функцией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных.
АИИС КУЭ «Дубнинская» 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 «Дубнинская», выполняющий функции консолидации информации по данной электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H 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 «Дубнинская» установлены технические средства уровней ИИК, ИВКЭ.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Дубнинская», 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 «Дубнинская» 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 «Дубнинская» 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 «Дубнинская».
Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирования
Программное обеспечение
В со став программного обеспечения системы входит ПО "Альфа-Центр" из состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр», утвержденного типа (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений № 44595-10).
Программное обеспечение «Альфа-Центр» 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 ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Программа — планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | версия 12 | 24dc80532f6d9391 dc47f5dd7a a5df37 | MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | версия 12 | 783elab6f99a5a7ce 4c6639bf7 ea7d35 | MD5 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | версия 12 | 3408aba7e4f90b8a e22e26cdlb360e98 | MD5 |
Драйвер работы с БД | cdbora2.dll | версия 12 | 0ad7e99fa26724e6 5102e215750c655a | MD5 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков | cncryptdll.dll | версия 12 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8 d0572c | MD5 |
Библиотека сообщении планировщика опросов | alphamess.dll | версия 12 | Ь8с331аЬЬ5е34444 170eee9317635cd | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические характеристики (МХ) АИИС КУЭ «Дубнинская» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.
Технические характеристики
Таблица 2
Параметр | Значение |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
Количество точек учета, шт. | 76 |
Интервал измерений, минут | 30 |
Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4; 10; 220 |
Первичные номинальные токи, кА | 0,2; 0,3; 0,6; 1,0; 2,0; 3,0 |
Номинальное вторичное напряжение, В | 100; 380 |
Номинальный вторичный ток, А | 5 |
Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электроэнергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С - компьютерное оборудование ИВК и АРМ, °С | от 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. | 380 х 210 х 290 600 х 1060 х 2050 330 х 170 х 80,2 |
Масса: - шкаф УССВ, кг, не более; - шкаф УСПД, кг, не более; - счетчик электроэнергии, кг, не более. | 32 250 1,6 |
Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ «Дубнинская» с указанием наименования точки учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации средств измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, представлен в таблице 3.
Таблица 3
№ ИК | Наименование объекта учета | Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов | Метрологические характеристики ИК | ||||||
ТТ | ТН | Счетчик электроэнер гии | УСПД | Вид электроэнергии, Акгив/Реакгив | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | КЛ-220 кВ, ТЭЦ-21-Дубнинская 1 | АМТ-245/1 1000/5 0,2S 37101-08 | SU 245/S 220000/^3/100/^3 0,2 37115-08 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
2 | КЛ-220 кВ, ТЭЦ-21-Дубнинская 2 | АМТ-245/1 1000/5 0,2S 37101-08 | SU 245/S 220000/^3/100/^3 0,2 37115-08 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
3 | ШСВ-220 кВ | АМТ-245/1 2000/5 0,2S 37101-08 | SU 245/S 220000/^3/100/^3 0,2 37115-08 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
4 | Т-1 220 кВ | ТВИ-220 1500/5 0,2S 48364-11 | SU 245/S 220000/^3/100/^3 0,2 37115-08 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
5 | Т-2 220 кВ | ТВИ-220 1500/5 0,2S 48364-11 | SU 245/S 220000/^3/100/^3 0,2 37115-08 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,5 ± 0,8 | ± 2,0 ± 2,9 | |
6 | Ввод- 1 10 кВ Т- 1 яч.114 | ТЛШ-10 3000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
7 | Ввод- 2 10 кВ Т-2 яч.215 | ТЛШ-10 3000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 | |
8 | Ввод- 3 10 кВ Т-1 яч.315 | ТЛШ-10 3000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
9 | Ввод- 4 10 кВ Т-2 яч.414 | ТЛШ-10 3000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2 S/0,5 36697-08 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
10 | СВВ-10 кВ яч.101 | ТЛШ-10 2000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
11 | КЛ-10 кВ фидер 26179 яч.102 | ТОЛ-10-1 600/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
12 | КЛ-10 кВ Линия яч.103 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
13 | КЛ-10 кВ Линия яч.104 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
14 | КЛ-10 кВ Линия яч.105 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
15 | КЛ-10 кВ Линия яч.107 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
16 | КЛ-10 кВ фидер 26024 яч.108 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
17 | КЛ-10 кВ Линия яч.109 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
18 | КЛ-10 кВ Линия яч.110 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
19 | КЛ-10 кВ фидер 26178 яч.111 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
20 | КЛ-10 кВ Линия яч.112 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
21 | КЛ-10 кВ Линия яч.113 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
22 | КЛ-10 кВ Линия яч.116 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
23 | КЛ-10 кВ Линия яч.117 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
24 | КЛ-10 кВ Линия яч.118 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
25 | ВВ-10кВ ТСН-1 яч.120 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
26 | ВВ-10кВ ТДГК-1+ДГК-1 яч.121 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
27 | КЛ-10 кВ фидер 18012 яч.202 | ТОЛ-10-1 600/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
28 | КЛ-10 кВ Линия яч.203 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
29 | КЛ-10 кВ Линия яч.204 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
30 | КЛ-10 кВ Фидер 14058 яч.205 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
31 | КЛ-10 кВ Линия яч.207 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
32 | КЛ-10 кВ Линия яч.208 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
33 | КЛ-10 кВ Линия яч.209 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
34 | КЛ-10 кВ Линия яч.210 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
35 | КЛ-10 кВ Линия яч.211 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
36 | КЛ-10 кВ Линия яч.212 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
37 | КЛ-10 кВ фидер 14082 яч.213 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
38 | КЛ-10 кВ Линия яч.216 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
39 | КЛ-10 кВ Линия яч.218 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
40 | КЛ-10 кВ Линия яч.219 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
41 | ВВ-10кВ ТДГК-2+ДГК-2 яч.220 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
42 | СВВ-10 кВ яч.301 | ТЛШ-10 2000/5 0,2S 11077-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
43 | КЛ-10 кВ Линия яч.302 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
44 | КЛ-10 кВ Линия яч.303 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
45 | КЛ-10 кВ фидер 21035 а яч.304 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
46 | КЛ-10 кВ Линия яч.305 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
47 | КЛ-10 кВ Линия яч.307 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
48 | КЛ-10 кВ Линия яч.308 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
49 | КЛ-10 кВ фидер 21035 в яч.309 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
50 | КЛ-10 кВ Линия яч.310 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
51 | КЛ-10 кВ Линия яч.311 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
52 | КЛ-10 кВ Линия яч.312 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
53 | КЛ-10 кВ Линия яч.313 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
54 | КЛ-10 кВ Линия яч.316 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
55 | КЛ-10 кВ Линия яч.317 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
56 | КЛ-10 кВ фидер 12271 яч.319 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
57 | ВВ-10кВ ТДГК-3+ДГК-3 яч.320 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
58 | КЛ-10 кВ Линия яч.402 | ТОЛ-10-1 600/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
59 | КЛ-10 кВ Линия яч.403 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
60 | КЛ-10 кВ фидер 18162 яч.404 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
61 | КЛ-10 кВ Линия яч.405 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
62 | КЛ-10 кВ Линия яч.407 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
63 | КЛ-10 кВ Линия яч.408 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
64 | КЛ-10 кВ Линия яч.409 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
65 | КЛ-10 кВ Линия яч.410 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
66 | КЛ-10 кВ Линия яч.411 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
67 | КЛ-10 кВ Линия яч.412 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
68 | КЛ-10 кВ Линия яч.413 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
69 | КЛ-10 кВ Линия яч.416 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
70 | КЛ-10 кВ Линия яч.418 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М 0,2 S/0,5 36697-08 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
71 | КЛ-10 кВ Линия яч.419 | ТОЛ-10-1 300/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
72 | ВВ-10кВ ТСН-2 яч.420 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
73 | ВВ-10кВ ТДГК-4+ДГК-4 яч.421 | ТОЛ-10-1 200/5 0,2S 15128-03 | НАМИТ-10-2 10000/^3/100/^3 0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,0 | ± 2,3 ± 3,1 |
74 | Резервный ввод 1,2 секции 0,4 кВ | ТШН-0,66 У3 1000/5 0,5 3728-05 | . Прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.08 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,1 | ± 5,3 ± 5,7 |
75 | Рабочий ввод 1 секции 0,4 кВ | ТШН-0,66 У3 1000/5 0,5 3728-05 | . Прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.08 0,2 S/0,5 27524-04 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,1 | ± 5,3 ± 5,7 |
76 | Рабочий ввод 2 секции 0,4 кВ | ТШН-0,66 У3 1000/5 0,5 3728-05 | . Прямое включение | СЭТ-4ТМ.03.08 0,2 S/0,5 27524-05 | RTU- 325H 44626-10 | А Р | ± 0,8 ± 1,1 | ± 5,3 ± 5,7 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Дубнинская»:
- напряжение питающей сети: напряжение (0).98-1.0)2)Ч.лом. ток (1-1,2)<[ном, coso 0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Дуб нинская»:
- напряжение питающей сети (0,9-1,1) •ином, сила тока (0,02-1,2) <!ном,
0,5 инд. < coso < 0.8 емк.;
- температура окружающей среды: от 10 °С до 40 °С (для компьютерного оборудования от 15 до 30 °С);
5. 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;
6. 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 «Дубнинская» как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Дубнинская» 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 55000 часов;
- УССВ среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- GSM модем среднее время наработки на отказ не менее 2198060 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «Дубнинская» 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится сверху справа на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Наименование | Кол. (комплект) |
1 Комплект оборудования уровня ИИК | 1 |
2 Шкаф устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H | 1 |
3 Шкаф УССВ | 1 |
4 Шкаф серверный | 1 |
5 Автоматизированное рабочее место (АРМ) | 1 |
6 Методика поверки | 1 экз. |
7 Паспорт-формуляр | 1 экз. |
8 Программное обеспечение, на компакт-диске | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51242-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 54 220/10 кВ «Дубнинская». Методика поверки» утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в марте 2012 г.
Поверка средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется:
- измерительных трансформаторов напряжения типа SU 245/S и НАМИТ 10-2 по МИ 2845-2003 или по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками 8 лет;
- измерительных трансформаторов тока типа АМТ-245/1, ТВИ-220, ТЛШ-10, ТОЛ-10-1 и ТШН-0,66 У3 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (АМТ-245/1, ТВИ-220, ТЛШ-10, ТОЛ-10-1) и 4 года (ТШН-0,66 У3);
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 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 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 - 325H в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU - 325H и RTU - 325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП» с интервалами между поверками 6 лет.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов напряжения, предусмотренные МИ 2845-2003 или ГОСТ 8.216-88;
- измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
- устройства сбора и передачи данных RTU - 325H в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU - 325H и RTU - 325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП»;
- 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений представлен в Инструкции по эксплуатации.
Нормативные документы
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».
Гост 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные 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».
Техническая документация на АИИС КУЭ «Дубнинская».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.