Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН"
- ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород
-
Скачать
72367-18: Методика поверки МП ЭПР-090-2018Скачать10.8 Мб
72367-18: Описание типа СИСкачать163.7 Кб
- 25.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН"
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго», сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройства синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация от УСПД по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на серверы: для ИК №№ 3-5 - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», для ИК №№ 32-33 - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго», для остальных ИК - на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго», на которых выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на сервер ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал).
При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному каналу связи стандарта GSM поступает на сервер ПАО «ТНС энерго НН», где выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно на сервер ПАО «ТНС энерго НН» в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Радуга» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60226-15), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО «РусГ идро» - «Нижегородская ГЭС» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 67174-17), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Макарьево (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 65458-16), системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21906-01).
Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго НН» 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 осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго», часы сервера ПАО «ТНС энерго НН» и устройства синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующие часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго» с соответствующим УСВ-1 осуществляется один раз в час. Корректировка часов каждого сервера производится при расхождении показаний часов серверов с соответствующим УСВ-1 на величину более ±1 с.
Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера ПАО «ТНС энерго НН» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-1 имеется возможность синхронизации часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ». Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Нижновэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Нижновэнерго» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами соответствующего сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на величину более ±1 с.
В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентиф икационное наименование ПО | CalcClien ts.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | Metrology. dll | ParseBin. dll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Устрой ство синхро низации времени | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС 110кВ Нава-шино, РУ 110кВ, II СШ, ввод ВЛ 110кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка | ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL360 G4 VMWare | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 2 | ПС 110кВ Змейка, РУ 110кВ, II СШ, отпайка ВЛ 110кВ Муром -Навашино с отп. Орловская-1, Фанерная, Змейка | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фазы: В, С | EA05RALX-P3B-3 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 3 | ПС 110кВ Гороховец, РУ 110кВ, ввод ВЛ 110кВ Гороховец-Степаньково | ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 3669708 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | — | HP Proliant VMWare | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 4 | ПС 110кВ Гороховец, РУ 110кВ, ввод ВЛ 110кВ Г ороховец-Смолино с отп.Комплекс | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 3669708 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | |||
| 5 | ПС 110кВ Гороховец, ОРУ 35кВ, 2 сек.ш., ввод ВЛ 35кВ Г ороховец-Лагерная | ТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 3669708 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | |||
| 6 | ПС 110 кВ Ша-хунья, I СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Буреполом | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А, В, С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: А, В, С | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL360 G4 VMWare | Актив ная Реак тивная | 0,8 1,5 | 2,1 5,0 |
| 7 | ПС 110 кВ Ша-хунья, II СШ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Шахунья-Иготино | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 23256-05 Фазы: А, В, С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: А, В, С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 1666697 | Актив ная Реак тивная | 0,8 1,5 | 2,1 5,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |
| ТФНД-35М | НАМИ-35 УХЛ1 | EA05RALX- | Актив- | ||||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P3B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | |||||
| 8 | ма | ввод Т1 35 | 100/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| кВ | Рег. № 3689-73 Фазы: А, С | Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | |||||
| ТФН-35М | ЗНОМ-35-65 | EA05RALX- | Актив- | ||||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P3B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | |||||
| 9 | ма | ввод Т2 35 | 100/5 | 35000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| кВ | Рег. № 3690-73 Фазы: А, С | Рег. № 912-70 Фазы: А, В, С | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | |||||
| ТПЛ-10-М | НАМИТ-10-2 | EA05RLX- | Актив- | ||||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P1B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | |||||
| 10 | ма | ввод Т1 10 | 300/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | HP Proliant DL360 G4 | |||||
| кВ | Рег. № 22192-03 | Рег. № 18178-99 | Рег. № 16666- | СИКОН | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | Реак- | 2,5 | 5,2 | |||
| Фазы: А, С | Фазы: АВС | 97 | С1 | тивная | |||||||
| ТЛМ-10 | НАМИТ-10-2 | EA05RLX- | Рег. № | Актив- | |||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P1B-3 | 15236-03 | VMWare | ная | 1,3 | 3,3 | |||
| 11 | ма | ввод Т2 10 | 600/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| кВ | Рег. № 2473-69 Фазы: А, В, С | Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | |||||
| Т-0,66 М У3 | EA05RLX- | Актив- | |||||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | P1B-4 | ная | 1,0 | 3,2 | ||||||
| 12 | ма, | ввод ТСН-1 0,4 кВ | 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А, С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,1 | 5,1 | ||||
| Т-0,66 М У3 | EA05RLX- | Актив- | |||||||||
| ПС 110 кВ Пиж | Кл.т. 0,5 | P1B-4 | ная | 1,0 | 3,2 | ||||||
| 13 | ма, | ввод ТСН-2 0,4 кВ | 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А, С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,1 | 5,1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ТВТ-35М | EA05RALX- | Актив- | ||||||||
| ПС 110 кВ Буре | Кл.т. 0,5 | P3B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | |||||
| 14 | полом, ввод Т1 27,5 кВ | 1000/5 Рег. № 3642-73 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 27500/100 Рег. № 912-70 Фазы: А, С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666- | Реак- | 2,5 | 5,2 | |||
| Фазы: А, В, С | 97 | тивная | ||||||||
| ТВТ-35М | EA05RALX- | Актив- | ||||||||
| 15 | ПС 110 кВ Буреполом, ввод Т2 | Кл.т. 0,5 1000/5 | P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | ная | 1,3 | 3,3 | ||||
| 27,5 кВ | Рег. № 3642-73 Фазы: А, В, С | Рег. № 1666697 | СИКОН С1 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | ||||
| ТПЛ-10 | EA05RLX- | Рег. № | HP | Актив- | ||||||
| ПС 110 кВ Буре | Кл.т. 0,5 | P1B-3 | 15236-03 | УСВ-1 | Proliant | ная | 1,3 | 3,3 | ||
| 16 | полом, ввод Т1 | 300/5 | НАМИ-10-95 | Кл.т. 0,5S/1,0 | Рег. № | DL360 G4 | ||||
| 10 кВ | Рег. № 1276-59 Фазы: А, С | УХЛ2 Кл.т. 0,5 | Рег. № 1666697 | 28716-05 | VMWare | Реак тивная | 2,5 | 5,2 | ||
| ТЛО-10 | 10000/100 | EA05RLX- | Актив- | |||||||
| ПС 110 кВ Буре | Кл.т. 0,2S | Рег. № 20186-00 | P1B-3 | ная | 1,0 | 2,2 | ||||
| 17 | полом, ввод Т2 | 300/5 | Фазы: АВС | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| 10 кВ | Рег. № 25433-03 Фазы: А, С | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 1,8 | 5,1 | |||||
| ТВЛМ-10 | НАМИТ-10-2 | EA05RLX- | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив- | ||||||
| ПС 110 кВ Сява, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P1B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | ||||
| 18 | ввод ВЛ 10 кВ | 50/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| Сява - Дружба | Рег. № 1856-63 Фазы: А, С | Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,5 | 5,2 |
| fr‘9 е‘е | S‘3 e‘i | кетаих -ЯЕЭД кет -аихяу | ео-9егя оЛГ 1Э НОХИЭ | L6 -99991 sjsr хэд 0‘l/SS‘0 е-аы -хтжоуэ | ЭЭУ :иевф 60-е 1861 5JST хэд ooi/ooose s‘o Х1ГЯ iirxA se-mwH | э ‘У :и£Вф II-6S6Z,l7 5jyr s/оог SS‘0 se-irox | ШК a» se ir а ‘иэннх -odoaa* on эп | zz | ||
| 3‘S е‘е | S‘3 e‘i | кетаих -ЯЕЭД кет -аихму | Э-ШАШЛ ю 09eia щтрдд <ffl | S0-9U83 оЛГ i-аэл | £0-9£ZSI оЛГ 1Э НОХИЭ | L6 -99991 sjsr хэд 0‘l/SS‘0 •■ь‘1ГЛ e-aed -хтужоуэ | Э ‘a V :иевф 178-8811 sjsr хэд e/v/ooi/e/v/ooooii s‘o Х1ГЯ тлев-опФЖ ШЭ I э ‘а ‘у :и£Вф 178-8811 sjsr хэд e/v/ooi/e/v/ooooii s‘o Х1ГЯ тлев-опФЖ iron | Э ‘а ‘У :иевф и-ебАгзлг S/009 s‘o Х1ГЯ 1А1-3011-ЖФ1 э ‘а ‘У :иевф и-ебАгзлг S/009 s‘o Х1ГЯ 1А1-3011-ЖФ1 | a» on ao ‘нейгер^ aod.M -oil 0я ОН ЭП | IZ |
| 3‘S е‘е | S‘3 e‘i | кетаих -ЯЕЭД кет -аихму | L6 -99991 sjsr хэд 0‘l/SS‘0 •■ь‘1ГЛ е-аы -XTasova | э ‘а ‘у :и£Вф 178-8811 sjsr хэд e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ тлев-опФЖ ШЭ I | э ‘У :н£Вф IL-£6LZ°K «j S/001 S‘0 Х1ГЯ ИОП-ЙНФ! | I midtfKa* on iras* on ^o" ‘нейгер^ aod.M -on a* on ЭП | oz | |||
| \/‘9 е‘е | S‘3 e‘i | кетаих -ЯТОД кет -аихму | L6 -99991 sjsr хэд 0‘l/SS‘0 •■ь‘1ГЛ е-аы -XTasova | э ‘а V :иевф 178-8811 sjsr хэд e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ тлев-опФЖ шэп | э ‘у :н£Вф ii-ss8se sjsr S/OS I SS‘0 0ИЖФ1 | ^HHdtfg-a» on iraa^OII tfoaa ‘нейгер^ aod.M -on a» on эп | 61 | |||
| п | от | 6 | 8 | L | 9 | s | р | e | z | I |
1 мйиидщ. эинэжи'оь'оёц
61 ЯОХОИ1Г олэод
6 5JST JOHJf
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 23 | ПС 110 кВ Пер-вомайск, 1 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Перво-майск-Ельники | ТФЗМ-110Б-[У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, С ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: В | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, С НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фазы: В | EA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL360 G4 VMWare | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 24 | ПС 110 кВ Пер-вомайск, 1 СШ, ввод ВЛ-110 кВ Первомайск-Темников | ТФЗМ-110Б-Ш Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 1666697 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||||
| 25 | ПС 110 кВ Пер-вомайск, ОМВ-110 кВ | ТФЗМ-тБ-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | EA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||||
| 26 | ПС 110 кВ Починки, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Починки-Ичалки | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А, В, С | EA05RALX-P3B-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 27 | ПС 35 кВ Б.Болдино, 2 СШ 35 кВ, ввод ВЛ-35 кВ Б.Болдино-Б. Игнатово | ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: А, С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А, В, С | EA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 | ||
| 28 | ПС 110 кВ Новосельская, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Теньгу-шево - Новосельская | ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: В, С | EA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL360 G4 VMWare | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 29 | ПС 110 кВ Вос-кресенск, 2 СШ 110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Воскре-сенск-Мелковка | тфзм-шб-ш Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-11 Фазы: А, В, С | EA05RАLX-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666697 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,2 | 3,2 5,1 | ||
| 30 | ПС 35 кВ НИР-ФИ, 1 СШ 35 кВ, ввод ВЛ- 35 кВ Микряково -НИРФИ | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 26417-06 Фазы: А, С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС | EA05RA.LX-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666607 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ПС 35 кВ НИР-ФИ, 2 СШ 35 кВ, ввод 2 ВЛ- 35 кВ Еласы - НИРФИ | ТФЗМ-35А-У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | EA05RALX- | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | HP | Актив- | ||||
| Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | B-4 | УСВ-1 | Proliant | ная | 1,3 | 3,3 | |||
| 31 | 50/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | Рег. № | DL360 G4 | |||||
| Рег. № 26417-06 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 16666- | 28716-05 | Реак | 2,5 | 5,6 | ||||
| Фазы: А, С | Фазы: АВС | 07 | VMWare | тивная | ||||||
| ТПЛ-10 | НАМИ-10 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 2752404 | Актив- | |||||||
| ПС 35 кВ Ле | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | ная | 1,0 | 2,9 | |||||
| 32 | нинская, ввод Т-1 10 кВ | 200/5 Рег. № 1276-59 | 10000/100 Рег. № 11094-87 | СИКОН | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | Dell Power Edge R320 VMWare | Реак | 2,0 | 4,5 | |
| Фазы: А, С | Фазы: АВС | С120 | тивная | |||||||
| ПС 35 кВ Ле | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | ПСЧ- 4ТМ.05М.16 | Рег. № 40489-09 | Актив ная | 1,0 | 3,3 | ||||
| 33 | нинская, ТСН-1 | 30/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| 0,4 кВ | Рег. № 36382-07 Фазы: А, В, С | Рег. № 3635507 | Реак тивная | 2,1 | 5,5 | |||||
| ТФН-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | EA05RLX- | Актив- | |||||||
| ПС 110 кВ Губ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | P1B-3 | ная | 1,3 | 3,3 | ||||
| 34 | цевская, ввод Т1- | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| 35 кВ | Рег. № 664-51 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 16666- | СИКОН С1 Рег. № | HP | Реак | 2,5 | 5,2 | ||
| Фазы: А, С | Фазы: АВС | 97 | УСВ-1 | Proliant | тивная | |||||
| ТЛК-СТ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | EA05RLX- | Рег. № 28716-05 | DL360 G4 | Актив- | |||||
| 35 | ПС 110 кВ Губ-цевская, ввод T1- | Кл.т. 0,5S 1000/5 | P1B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | 15236-03 | VMWare | ная | 1,3 | 3,3 | ||
| 10 кВ | Рег. № 58720-14 Фазы: А, С | Рег. № 1666697 | Реак тивная | 2,5 | 6,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| Т-0,66 | EA05RLX- | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Актив- | |||||||
| ПС 110 кВ Губ- | Кл.т. 0,5S | P1B-4 | ная | 1,0 | 3,3 | |||||
| 36 | цевская, ввод | 100/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
| ТСН 1 0,4 кВ | Рег. № 22656-07 | Рег. № 16666- | Реак- | 2,1 | 6,4 | |||||
| Фазы: А, В, С | 97 | тивная | ||||||||
| НКФ-110 | HP Proliant DL360 G4 | |||||||||
| ПС 110 кВ Чис- | ТФЗМ 110Б-ТУ | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 | EA05R^LX- | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | Актив- | ||||
| товская, ввод | Кл.т. 0,5 | Фазы: А | P3B-3 | VMWare | ная | 1,3 | 3,3 | |||
| 37 | ВЛ-110 кВ Ве- | 300/5 | Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||||
| рещагино- | Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 | Рег. № 16666- | Реак- | 2,5 | 5,2 | ||||
| Чистое | Фазы: А, С | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: В, С | 97 | тивная | ||||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. | ||||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005.
5 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. Допускается замена УСПД и устройств синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 37 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Цном ток, % от !ном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Цном ток, % от !ном для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16666-97): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 50000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в | |
| Федеральном информационном фонде 16666-07): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД на базе контроллеров СИКОН С1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД на базе контроллеров СИКОН С120: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера ПАО «ТНС энерго НН»: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - | |
| «Владимирэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и | |
| Приволжья» - «Нижновэнерго»: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 56700 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - | |
| «Мариэнерго»: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 74 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для серверов: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД 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 УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); серверах (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-110Б-Ш | 24 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 11 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35 УХЛ2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 7 |
| Трансформаторы тока | ТВТ-35М | 6 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110 | 2 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-35 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-ТУ | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 11 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 30 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 17 |
| Контроллеры | СИКОН С120 | 1 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-1 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-жья» - «Владимирэнерго» | HP Proliant DL360 | 1 |
| Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-жья» - «Мариэнерго» | Dell Power Edge R320 | 1 |
| Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-жья» - «Нижновэнерго» | HP Proliant DL360 G4 | 1 |
| Сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины | VMWare | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-090-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.003.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-090-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
05.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго НН», свидетельство об аттестации № 106/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения