Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирэнергосбыт" в сечении с ОАО "Мосэнергосбыт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61463-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 61463-15: Описание типа СИ | Скачать | 141.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61463-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирэнергосбыт" в сечении с ОАО "Мосэнергосбыт" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 297 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 61463-15: Описание типа СИ | Скачать | 141.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), RTU-327L (Госреестр № 41907-09) и СИКОН С1 (Госреестр №15236-03), устройства синхронизации времени (УСВ), технических средств приема-передачи данных, каналов связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - включает в себя, серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05),
автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Для ИИК № 4, 13 функции ИВКЭ выполняет ИВК.
Принцип действия:
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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.
На ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ПС Санино 110/10 кВ, ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ, ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ПС № 222 Головино 35/10/6 кВ установлены УСПД, которые по проводным линиям связи и по каналам GSM один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД ИИК № 1 - 3 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».
Для ИИК № 4 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM - модем поступает на сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».
Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 5 - 12, 14 - 22 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».
Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 13 и считывает с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».
Серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер базы данных ОАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляет данные коммерческого учета на коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт». Коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных. Сервер базы данных ОАО «Мосэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение и последующую передачу информации на сервер ОАО «Владимирэнергосбыт».
Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ОАО «Владимирэнергосбыт».
Сервер ОАО «Владимирэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемые от сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», сервера ОАО «Мосэнергосбыт» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ОАО «Владимирэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов.
Синхронизация часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера, расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ».
Ход часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» с источником точного времени (NTP-сервер) составляет не более ±0,2 с/сут.
В качестве устройства синхронизации времени на сервере ОАО «МОЭСК» используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «МОЭСК» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 1 - 3 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД осуществляется при расхождении показаний счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1
|
Идентификацион ное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
MD5 |
|
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
MD5 |
|
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
MD5 |
|
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
MD5 |
|
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
аблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бужаниново-Арсаки |
TG Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 05586; 05585; 05584 Г осреестр № 30489-09 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Зав. № 6368; 6304; 6264 Зав. № 8181; 7804; 7604 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803130960 Г осреестр № 36697-08 |
Сикон С1 Зав. № 1495 Г осреестр № 15236-03 |
Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Владимирэнергосбыт» |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ |
ТРГ-110 II* Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 3360; 3362; 3361 Г осреестр № 26813-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808111206 Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | |||
|
3 |
ТПС Санино 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Стачка - Санино |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 3079; 3031; 3141 Г осреестр № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2279; 2244; 2271 Зав. № 2847; 2261; 2260 Г осреестр № 24218-08 |
ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623123131 Г осреестр № 36355-07 |
Сикон С1 Зав. № 1514 Г осреестр № 15236-03 |
активная реактивная | |
|
4 |
ТП № 99 Крутцы 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТТЭ Кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 4757; 4654; 4804 Г осреестр № 32501-08 |
_ |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10051259 Г осреестр № 20175-01 |
_ |
активная реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Водовод -Усад |
JOF-123 Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 2007.3412.06/1; 2007.3412.06/2; 2007.3412.06/3 Г осреестр № 29311-10 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 Зав. № 26796; 26766; 26808 Зав. № 26797; 26351; 26778 Г осреестр № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111063107 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002203 Г осреестр № 37288-08 |
Серверы ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт» |
активная реактивная |
|
6 |
ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 26214; 26067; 26177 Г осреестр № 26422-06 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064160 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | |||
|
7 |
ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мишеронь -Ундол с отпайками на ПС Копнино и ПС Собинка |
JOF-123 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 2006.4173.03/03; 2006.4173.03/02; 2006.4173.03/01 Г осреестр № 29311-10 |
VEOT Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Зав. № 2082967; 2082978; 2082957 Г осреестр № 37112-08 EOF-123 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Зав. № 2007.1301.03/01; 2007.1301.03/02; 2007.1301.03/03 Г осреестр № 29312-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064110 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002195 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная | |
|
8 |
ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ |
ТФНД-110-II Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 7482; 7448; 7472 Г осреестр № 2793-71 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112065138 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
9 |
ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Н. Мезиново -Черусти с отпайкой на ТПС Ильичев |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 2765; 2780; 2734 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Зав. № 2067; 231; 204 Зав. № 2073;2072; 2057 Г осреестр № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109067118 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-327L Зав. № 008837 Г осреестр № 41907-09 |
Серверы ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт» |
активная реактивная |
|
10 |
ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 2781; 2078; 2075 Г осреестр № 23256-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109067238 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | |||
|
11 |
ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 13 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 21651; 21649; 21650 Г осреестр № 25433-08 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № СРПУ Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111062002 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002199 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная | |
|
12 |
ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 23 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 21658; 21660; 21659 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 2384 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111069190 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
13 |
ТП № 325 Черново 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, Ввод ВЛ-6 кВ ф. 13,ф. 23 |
GS-12 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 73/367791; 73/367832; 73/367781 Г осреестр № 28402-09 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № ППСВТ Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805131662 Г осреестр № 36697-08 |
_ |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
14 |
ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 0347;9153 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2181 Г осреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064187 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002207 Г осреестр № 37288-08 |
Серверы ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт» |
активная реактивная |
|
15 |
ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 4 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 22463; 27651 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2862 Г осреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064173 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
16 |
ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. 3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 11889; 11888 Г осреестр № 30709-08 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1655 Г осреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112061038 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002194 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная | |
|
17 |
ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ, КРУ-6 кВ, ф. 301 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 11809; 11811 Г осреестр № 25433-08 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № ПККПЧ Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111063058 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 002197 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная | |
|
18 |
ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 301 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 11790; 11792 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 6342 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073236 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 005045 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная | |
|
19 |
ПС № 10 Красный У гол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 302 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 6733; 6735 Г осреестр № 22192-07 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073195 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
20 |
ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 1 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 75/5 Зав. № 10149; 9762 Г осреестр № 1261-08 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 928 Г осреестр № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103074060 Г осреестр № 27524-04 |
RTU-325L Зав. № 005045 Г осреестр № 37288-08 |
Серверы ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт» |
активная реактивная |
|
21 |
ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 6734; 6737 Г осреестр № 22192-07 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073133 Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | |||
|
22 |
ПС № 222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 2 |
ТПФ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 27272; 27248 Г осреестр № 517-50 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1650 Г осреестр № 2611-70 |
A1802-RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01258653 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-327L Зав. № 007115 Г осреестр № 41907-09 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 523232005 |
1,0 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±2,6 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) ГОСТ Р 523232005) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
7, 9, 10, 12, 18, 19 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) ГОСТ 30206-94 |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
4 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) ГОСТ 30206-94 |
1,0 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5, 11, 16, 17, 20, 21 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) ГОСТ 30206-94 |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
6, 14, 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) ГОСТ 30206-94 |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) ГОСТ Р 523232005 |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) ГОСТ 30206-94 |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 52323 2005 |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 524252005 |
0,9 |
±4,2 |
±3,9 |
±3,6 |
±3,6 |
|
0,8 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,7 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±3,5 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 524252005 |
0,9 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,8 |
±2,0 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,7 |
±2,0 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 | |
|
7, 9, 10, 12, 18, 19 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,9 |
±5,6 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,8 |
±4,6 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±4,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±3,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
4 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 |
0,9 |
±12,0 |
±4,6 |
±2,9 |
±2,8 |
|
0,8 |
±10,0 |
±3,6 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
0,7 |
±9,3 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±8,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5, 11, 16, 17, 20, 21 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,9 |
±5,7 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8 |
±4,7 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±4,3 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
6, 14, 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 524252005 |
0,9 |
- |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
|
0,8 |
- |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,4 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 524252005 |
0,9 |
- |
±7,2 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±5,2 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,7 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9/Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 5, 7, 9 - 12, 16 - 21, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 6, 8, 13 - 15, 22;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ 52425-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 14000 часов;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для УСВ Тв < 2 часа
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены
механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- хранение информации в базах данных серверов не менее 3,5 лет;
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
GS-12 |
3 |
|
Трансформатор тока |
JOF-123 |
6 |
|
Трансформатор тока |
TG |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПФ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТРГ-110 II* |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТТЭ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110-II |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
18 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
VEOT |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
EOF-123 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.04 |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.02.2 |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03 |
16 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М.01 |
1 | |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802-RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 |
|
УСПД |
СИКОН С1 |
2 |
|
УСПД |
RTU-325L |
7 |
|
УСПД |
RTU-327L |
2 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
2 |
|
GSM модем |
Siemens TC35i |
1 |
|
Сервер ОАО «Мосэнергосбыт» |
HP Proliant DL 380G5 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» |
Fujitsu Siemens |
1 |
|
Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» |
HP Proliant ML 350 G4p |
1 |
|
Сервер базы данных ОАО «МОЭСК» |
HP Proliant ML 370 G4 |
1 |
|
Сервер ОАО «Владимирэнергосбыт» |
HP Proliant DL 180 Gen9 E5 |
1 |
|
Методика поверки |
МП РТ 2289/550-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.297 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РТ 2289/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2015 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД СИКОН С1 - по документу ВЛСТ 166.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- УСПД RTU 325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСПД RTU 327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466.215.007МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки
221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
«Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0019/201501.00324-2011 от 23.03.2015 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
