Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСВ" (ПС 110 кВ Великодворье, ПС 110 кВ Юрьев-Польская, ПС 110 кВ Ковров, ПС 220 кВ Заря)
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:91102-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСВ» (ПС 110 кВ Великодворье, ПС 110 кВ Юрьев-Польская, ПС 110 кВ Ковров, ПС 220 кВ Заря) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - 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 электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С1 и устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов TK16L, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя: сервер сбора МЭС Центра и сервер баз данных (далее по тексту - БД) МЭС Центра, сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго», сервер БД ООО «ЭСВ»; устройства синхронизации системного времени (далее по тексту -УССВ) на базе источника первичного точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго»), комплекса измерительно-вычислительного СТВ-01 (МЭС Центра), устройства синхронизации времени УСВ-3 (ООО «ЭСВ»); автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии № 1-5 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего контроллера сетевого индустриального (СИКОН С1), и далее - на сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго».
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии № 6-7 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (TK16L), далее - на сервер сбора МЭС Центра, далее - на сервер БД МЭС Центра.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в УСПД, либо на серверах БД или сбора. Формирование и хранение поступающей информации осуществляется на уровне ИВКЭ, либо на уровне ИВК. Оформление отчетных документов осуществляется на уровне ИВК.
С сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго», сервера БД МЭС Центра по каналам связи сети Ethernet информация поступает на сервер БД ООО «ЭСВ» в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ). Сервер БД ООО «ЭСВ» также обеспечивает прием информации от других АИИС КУЭ утвержденного типа, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Передача информации в ПАК АО «АТС» с электронной цифровой подписью (далее по тексту - ЭЦП) субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется с сервера БД ООО «ЭСВ» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входят: источник первичного точного времени УКУС-ПИ 02ДМ, комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01, сравнивающие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.
Коррекция времени сервера БД ООО «ЭСВ» производится от УССВ на базе устройства синхронизации времени УСВ-3 (регистрационный номер типа средства измерения в Федеральном информационном фонде: 64242-16). Сличение времени сервера БД ООО «ЭСВ» с временем УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД ООО «ЭСВ» и УСВ-3.
Сравнение шкалы времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» со шкалой времени УКУС-ПИ 02ДМ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация шкалы времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» со шкалой времени УКУС-ПИ 02ДМ осуществляется независимо от их расхождения.
Сравнение шкалы времени УСПД ИИК № 1-5 со шкалой времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД ИИК № 1-5 со шкалой времени сервера БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго» осуществляется при превышении установленного значения коррекции времени. Установленное значение коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать более чем ±1 с (параметр программируемый).
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК № 1-5 со шкалой времени соответствующих УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени соответствующего УСПД осуществляется при превышении установленного значения коррекции времени. Коррекция времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
СТВ-01, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК МЭС Центра с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК МЭС Центра выполняет функцию источника точного времени для УСПД (TK16L) ИВКЭ МЭС Центра. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД (TK16L) и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД (TK16L) выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД (TK16L) автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Журналы событий счетчика отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий УСПД и сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1193) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД ООО «ЭСВ» в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО):
- ПК «Энергосфера» (сервер БД ООО «ЭСВ»).
- «Пирамида 2000» (сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго»).
- специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)) (сервер сбора и сервер БД МЭС Центра).
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
ПО не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| ПО ПК «Энергосфера» (сервер БД ООО «ЭСВ») | ||||||||||
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll | |||||||||
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | |||||||||
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
| ПО «Пирамида 2000» (сервер БД ПАО «Россети Центра и Приволжье» - филиал «Владимирэнерго») | ||||||||||
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.dll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin.dl | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | ParsePiramida.dll | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | e557 12d0 b1b2 1906 5d63 da94 9114 dae4 | b195 9ff7 0be1 eb17 c83f 7b0f 6d4a 132f | d798 74d1 0fc2 b156 a0fd c27e 1ca4 80ac | 52e2 8d7b 6087 99bb 3cce a41b 548d 2c83 | 6f55 7f88 5b73 7261 328c d778 05bd 1ba7 | 48e7 3a92 83d1 e664 9452 1f63 d00b 0d9f | c391 d642 71ac f405 5bb2 a4d3 fe1f 8f48 | ecf5 3293 5ca1 a3fd 3215 049a f1fd 979f | 530d 9b01 26f7 cdc2 3ecd 814c 4eb7 ca09 | 1ea5 429b 261f b0e2 884f 5b35 6a1d 1e75 |
| Другие идентификационные данные | MD5 | |||||||||
| СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (сервер сбора и сервер БДМЭС Центра) | ||||||||||
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | |||||||||
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.0.0.4 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 | |||||||||
| Другие идентификационные данные | DataServer.exe, DataServer_USPD.exe | |||||||||
Технические характеристики
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 электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Великодворье, РУ-10 кВ, 1 СШ-10 кВ, ввод Т-1 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ Кл.т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С1 Рег. № 15236-01 / УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 2 | ПС 110 кВ Великодворье, РУ-10 кВ, 2 СШ-10 кВ, ввод Т-2 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ Кл.т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | СИКОН С1 Рег. № 15236-01 / УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 3 | ПС 110 кВ Юрьев-Польская, ОРУ -110 кВ, ВЛ 110 кВ Юрьев-Польский -Осановец | TG145 Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-05 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-13 НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-05 | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 / УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110 кВ Юрьев-Польская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | TG Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-13 НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-05 | СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 / УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 |
| 5 | ПС 110 кВ Ковров, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ковров -Камешково | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 26813-06 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 / УКУС-ПИ 02ДМ Рег. № 60738-15 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 |
| 6 | ПС 220 кВ Заря, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Шуя - Заря | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 300/1 Рег. № 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-13 | EPQS 114.23.27LL Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 | ТК161. Рег. № 36643-07 / СТВ-01 Рег. № 49933-12 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 7 | ПС 220 кВ Заря, ОРУ-110 кВ, ОВВ-110 кВ | ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 300/1 Рег. № 87415-22 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-13 | EPQS 114.23.27LL Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 | ТК161. Рег. № 36643-07 / СТВ-01 Рег. № 49933-12 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1-7 от минус 40 °C до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УССВ, УССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 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, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от -10 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС | от +5 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: | 24 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 2 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | 24 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 113 |
| не менее | |
| - сохранение информации при отключении питания, год, не менее УСПД: | 10 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | 45 |
| месяц по каждому каналу, сут, не менее - сохранение информации при отключении питания, год, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений: резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- серверов ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
- подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на серверы БД (и сбора) ИВК
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему 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 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока | TG145 | 3 |
| Трансформаторы тока | TG | 3 |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-110 II* | 3 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
Продолжение таблицы 4.
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.05 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | EPQS 114.23.27LL | 2 |
| Источники первичные точного времени | УКУС-ПИ 02ДМ | 1 |
| Комплексы измерительновычислительные | СТВ-01 | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 3 |
| Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | TK16L | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Программное обеспечение | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1193 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСВ» (ПС 110 кВ Великодворье, ПС 110кВ Юрьев-Польская, ПС 110кВ Ковров, ПС 220кВ Заря), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011.
Нормативные документы
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».