Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ
Номер в ГРСИ РФ: | 65710-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65710-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 326 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
65710-16: Описание типа СИ | Скачать | 123.4 КБ | |
65710-16: Методика поверки РТ-МП-3588-500-2016 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «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 измерений (ИИК ТИ), включающие в себя 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-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05), устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», УСВ УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах.
УСПД, установленные на ПС №525 110/10 кВ, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики, 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 ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК ТИ, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности ИИК ТИ) в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на сервер ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».
Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от сервера ПАО «Ленэнерго» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (БД).
Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» с электронной подписью субъекта ОРЭ, АО «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 ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1 и УСВ-2, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 и УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1, 2 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД ИИК 1, 2 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
1 |
2 |
Наименование ПО |
«Пирамида 2000» |
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
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.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электро энергии | ||||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ПС №525 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 315, ф. 525-315 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 13243; 13242; 13247 Г осреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 18445; 17018; 18983 Г осреестр № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 10061994 Г осреестр № 20175-01 |
Сикон С70 Зав.№ 02170 Г осреестр № 28822-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго» |
активная реактивная |
2 |
ПС №525 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, яч. 411, ф. 525-411 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 13260; 13264; 13254 Г осреестр № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 18980; 18687; 18364 Г осреестр № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 10061881 Г осреестр № 20175-01 |
активная реактивная | ||
3 |
ПС-514 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 3 с. 10 кВ, яч.514-311, ф.514-305 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 2026; 2986; 2022 Г осреестр № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 5033; 5054; 9951 Г осреестр № 3344-08 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15604831 Г осреестр № 23345-07 |
Сикон С50 Зав.№ 641 Г осреестр № 28523-05 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
4 |
ПС-514 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч.514-405, ф.514-402 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 2002; 2021; 2015 Г осреестр № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 9954; 9948; 10616 Г осреестр № 3344-08 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15604816 Г осреестр № 23345-07 |
Сикон С50 Зав.№ 641 Г осреестр № 28523-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго» |
активная реактивная |
5 |
ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с. 10 кВ, яч. 109, ф. 98-109 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 19107; 19112; 19102 Г осреестр № 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 2219; 2217; 2241 Г осреестр № 40014-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809100610 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав.№ 05642 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная | |
6 |
ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. 206, ф. 98-206 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 18984; 18981; 18982 Г осреестр № 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ /100:^3 Зав. № 19602; 19598; 19599 Г осреестр № 40014-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812091362 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав.№ 05643 Г осреестр № 28822-05 |
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 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
Номер ИИК |
simp |
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 % | ||
3 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±6,6 |
±4,9 |
±4,1 |
±4,1 |
0,6 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
0,71 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
0,87 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
±12,3 |
±4,9 |
±3,6 |
±3,2 |
0,6 |
±10,3 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,6 | |
0,71 |
±9,5 |
±3,4 |
±2,4 |
±2,4 | |
0,87 |
±8,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 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, coso=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;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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 - 2 по ГОСТ 30206-96, ИИК № 3 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 2 по ГОСТ 26035-83,ИИК № 2 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками такими же, как 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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
- УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД 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 Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М - 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;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол. |
Примечание |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
18 | |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
12 | |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
6 | |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
2 | |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN |
2 | ||
СЭТ-4ТМ.03М.05 |
2 | ||
УСПД |
СИКОН С70 |
3 | |
СИКОН С50 |
1 | ||
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
4 |
зав. № 931, 1332, 1311 |
УСВ-2 |
1 |
зав. № 14652 | |
Сервер ООО «РКС-энерго» |
Intel Xeon |
1 | |
Сервер ПАО «Ленэнерго» |
HP ProLiant ML370G5 |
1 | |
Методика поверки |
РТ-МП-3588-500-2016 |
1 | |
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС. 326.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3588-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2016 года.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.87РЭ1, согласован
ной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСПД СИКОН С50 - по методике поверки по методике ВЛСТ 198.00.000 И1,
утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1,
утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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
Методики измерений приведены в документах:
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Всеволожские горэлектросети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0022/2016-01.00324-2011 от 22.06.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-514 110/10 кВ. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0023/2016-01.00324-2011 от 23.06.2016 г.;
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
- электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-98
«Мега-Парнас» 110/10 кВ. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0024/2016-01.00324-2011 от 24.06.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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