Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" (ООО "Русджам")
Номер в ГРСИ РФ: | 58790-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техносоюз", г.Москва |
58790-14: Описание типа СИ | Скачать | 116.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58790-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" (ООО "Русджам") |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1635 п. 52 от 20.10.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техносоюз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58790-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
58790-14: Описание типа СИ | Скачать | 116.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер ССД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированное рабочее место (АРМ), расположенные в помещении серверной ООО «Русджам»; сервер центра сбора и обработки данных (далее - сервер) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», радиосервер точного времени РСТВ-01, расположенные в помещении центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ОАО «Мосэнергосбыт»; каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал передаётся по каналу сотовой связи стандарта
GSM на входы преобразователя интерфейсов RS232/Ethernet, далее по каналу связи Ethernet поступает на сервер ССД, расположенный в серверной ООО «Русджам».
На сервере ССД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает на сервер ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт».
Передача информации от сервера ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ОАО «АТС», ОАО «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 (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Часы сервера ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» синхронизированы с РСТВ-01, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Часы сервера ССД синхронизированы с УСВ-2, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC ± 10 мкс.
Синхронизация часов счетчиков с часами сервера ССД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ССД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств. Журналы событий сервера ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера», в состав которых входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Сервер ССД ООО «Русджам» | |||||
ПО «Пирамида 2000» |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | |||
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | |||
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | |||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | |||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Пирамида 2000» |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | |||
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | |||
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | |||
Сервер ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» | |||||
ПК «Энер-госфе-ра» |
Оперативный контроль данных |
AlarmSvc.exe |
6.5 |
8CBDA1D69154D0 E0E8E560E5E956C B9C |
MD5 |
Анализатор 485 |
Spy485.exe |
CA4324C24F2C212 D4F81171F5F437B1 9 | |||
АРМ Энергосфера |
ControlAge.exe |
C289D8709BD193A A45254CBB46017F D0 | |||
Архив |
Archive.exe |
8DD7DF147901B81 391FB5EF16767A2 EF | |||
Импорт из Excel |
Dts.exe |
F16E7F7DDBFBB7 18FC932AAF54C60 F4D | |||
Инсталлятор |
Install.exe |
6587C6B1C570C2B D1366BBFE60B23 D98 | |||
Консоль администратора |
Adcenter.exe |
5F9E099D15DFD8 AFFFD3284CEC513 914 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПК «Энер-госфе-ра» |
Локальный АРМ |
ControlAge.exe |
6.5 |
C289D8709BD193A A45254CBB46017F D0 |
MD5 |
Менеджер программ |
SmartRun.exe |
F73916AF2BE4E52 6613EFAF4DC8F9 D93 | |||
Редактор расчетных схем |
AdmTool.exe |
BA2923515A44B43 A6669A4321B7C1D CC | |||
Ручной ввод данных |
HandInput.exe |
20712A0E4AD6E4C B914C98AEE38C9 DE8 | |||
Сервер опроса |
PSO.exe |
C0B074D1B6F20F0 28C8816D9748F821 1 | |||
Тоннелепрок-ладчик |
TunnelEcom. exe |
3027CF475F05007F F43C79C053805399 | |||
Центр импор-та/экспорта |
expimp.exe |
74E422896723B317 23AADEA7EEFD98 6F | |||
Электроколлектор |
ECollect.exe |
489554F96E8E1FA2 FB30FECB4CA018 59 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам») и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная погрешность, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ях9 % |
1 |
5 |
РП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 12, Ввод 1 6 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № 11331 Зав. № 6193 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6197 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808140410 |
HP ProLiant ML310e Gen8 Зав. № CZ142302 E3 НР ProLiant DL380 G5 Зав. № CZC8434 BCJ |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 |
2 |
6 |
РП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 10, Ввод 2 6 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 7632 Зав. № 7627 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808140590 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 | ||
3 |
7 |
РП-6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 098511 Зав. № 098513 Зав. № 098551 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622120724 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,6 | |
4 |
8 |
РП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 5, Ввод 3 6 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 5765 Зав. № 7184 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6269 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808140653 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 | |
5 |
9 |
РП-6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 098553 Зав. № 098556 Зав. № 098509 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622120929 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,2 ± 5,6 | |
6 |
10 |
РП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11, Ввод 4 6 кВ |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 7349 Зав. № 7361 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6269 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810136271 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча
стота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности
cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСВ-2 и РСТВ-01 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- радиосервер точного времени РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не ме
нее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам») типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
8 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01 |
40586-09 |
1 |
Сервер с программным обеспечением |
«Пирамида 2000» |
_ |
1 |
Сервер с программным комплексом |
«Энергосфера» |
_ |
1 |
Автоматизированное рабочее место |
_ |
_ |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58790-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиосервера РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утвержденным ФГЦП «ВНИИФТРИ» 22.01.09 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам»)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Русджам»)
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.