70217-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 70217-18
Производитель / заявитель: ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Скачать
70217-18: Описание типа СИ Скачать 121 КБ
70217-18: Методика поверки РТ-МП-4958-500-2017 Скачать 1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 70217-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 328
Производитель / Заявитель

ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 4 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

70217-18: Описание типа СИ Скачать 121 КБ
70217-18: Методика поверки РТ-МП-4958-500-2017 Скачать 1 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.

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-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28822-05 (Рег. № 28822-05), RTU-327 (Рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 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», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго», УСВ-1 (Рег. № 28716-05), 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:

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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); 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 минут.

УСПД, установленные на ПС-168 110/10 кВ, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики и считывают 30-минутные профили электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6). 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 ИИК 3 - 6 и считывает с них 30-минутный профиль электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6) для каждого канала учета за сутки, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер АО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики ИИК 1 - 2 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер АО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов АО «ЛОЭСК», ПАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС», 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 шкала координированного времени UTC. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1, УСВ-2 и УССВ-35 HVS.

Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 2 и сервера АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1- 2 и сервера АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Наименование ПО

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

Продолжение таблицы 1

1

2

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с 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

Диспетчерское наименование ИИК

Состав ИИК АИИС КУЭ

Вид электро энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

КТПН № 797 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

_

_

ПСЧ-4ТМ.05МД.25 кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1304130071 Рег. № 51593-12

_

Сервер АО «ЛОЭСК», Сервер ООО «РКС-энерго»

активная реактивная

2

СТП № 64 "Пороги-2" 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Т-0,66 кл. т. 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 470570; 470569; 470568 Рег. № 52667-13

_

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 13120480 Рег. № 23345-07

активная реактивная

3

ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, ф. 294-304

ТЛО-10

кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 40030; 39966; 39972 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10500:^3/100:^3 Зав. № 40109; 40112; 40108 Рег. № 47583-11

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01234169 Рег. № 31857-11

RTU-327 Зав.№ 009397 Рег. № 41907-09

Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго»

активная реактивная

4

ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 404, ф. 294-404

ТЛО-10

кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 39967; 39990; 40023 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10500:^3/100:^3 Зав. № 40106; 40114; 40098 Рег. № 47583-11

A1802RALXQV-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01234142 Рег. № 31857-11

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

5

ПС-168 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 3 с. 10 кВ, ф. 31

ТЛО-10

кл. т. 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14-42502; 14-42499;

14-42500 Рег. № 25433-11

НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1791 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 19092859 Рег. № 23345-07

СИКОН С70 Зав.№ 03923 Рег. № 28822-05

Сервер ПАО «Ленэнерго», Сервер ООО «РКС-энерго»

активная реактивная

6

ПС-168 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 с. 10 кВ, ф. 14

ТЛО-10

кл. т. 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14-42498; 14-42501;

14-42503 Рег. № 25433-11

НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1074 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 19096806 Рег. № 23345-07

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 применения 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

1100 %— I изм— I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 (Счетчик 1,0)

1,0

-

±3,1

±2,9

±2,9

0,9

-

±3,2

±2,9

±2,9

0,8

-

±3,3

±3,0

±3,0

0,7

-

±3,4

±3,0

±3,0

0,5

-

±3,5

±3,2

±3,2

2

(ТТ 0,5S;

Счетчик 0,5S)

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±1,9

±1,6

±1,6

0,7

±3,7

±2,2

±1,7

±1,7

0,5

±5,5

±3,1

±2,2

±2,2

3, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,5

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

5, 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

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

Номер ИИК

simp

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1 (Счетчик 2,0)

0,44

-

±5,8

±5,6

±5,6

0,6

-

±5,6

±5,3

±5,3

0,71

-

±5,4

±5,1

±5,1

0,87

-

±5,2

±4,9

±4,9

2 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)

0,44

±6,4

±4,7

±3,9

±3,9

0,6

±5,0

±4,0

±3,4

±3,4

0,71

±4,4

±3,7

±3,2

±3,2

0,87

±3,8

±3,4

±3,1

±3,1

3, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,44

±6,0

±4,0

±3,0

±3,0

0,6

±4,3

±3,1

±2,4

±2,4

0,71

±3,6

±2,8

±2,1

±2,1

0,87

±3,0

±2,4

±1,9

±1,9

5, 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

Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.

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 применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;

относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.

5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;

сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;

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;

относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.

6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК 1- 4, по ГОСТ 31819.22-2012 для ИИК 5, 6; в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК 1, 2, по ГОСТ 31819.23-2012 для ИИК 5, 6, для ИИК 3, 4согласно описанию типа Рег. № 31857-11.

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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч часов;

счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч часов;

счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;

УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 2 часов;

для УСПД Тв < 2 часов;

для УСВ Тв < 2 часов;

для сервера Тв < 1 часа;

для компьютера АРМ Тв < 1 часа;

для модема Тв < 1 часа.

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 - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

счетчики Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;

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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений указана в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

Т-0,66

3 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

12 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МД.25

1 шт.

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

1 шт.

A1802RALXQV-P4GB-DW-4

2 шт.

Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

1 шт.

RTU-327

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1 зав. № 1324, 1332, 856

3 шт.

УСВ-2 зав. № 3259

1 шт.

УССВ-35 HVS зав. № 001580

1 шт.

Сервер ООО «РКС-энерго»

Intel Xeon

1 шт.

Сервер ПАО «Ленэнерго»

HP ProLiant ML370G5

1 шт.

Сервер АО «ЛОЭСК»

HP ProLiant ML350G5

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-4958-500-2017

1 шт.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.328 ПФ

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4958-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2017 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;

счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике проверки ИЛГШ.411152.177РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03.09.2012 г.;

УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной 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.;

УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.001МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.;

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в аттестованных документах:

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Волховские горэлектросети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0016/2017-01.00324-2011 от 07.11.2017 г.;

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Сосновоборские горэлектросети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0017/2017-01.00324-2011 от 08.11.2017 г.;

«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0018/2017-01.00324-2011 от 09.11.2017 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

Смотрите также

Счетчики электроэнергии однофазные многотарифные АЭ-1 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной и реактивной (или только активной) электрической энергии в однофазных сетях переменного тока промышленной частоты.
Счетчики электроэнергии трехфазные многотарифные АЭ-3 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной и реактивной (или только активной) электрической энергии в трехфазных сетях переменного тока промышленной частоты.
Дозаторы весовые дискретного действия NUCOMAT Wet Chemistry (далее - дозаторы) предназначены для автоматического дозирования жидких и твердых веществ.
Аппаратура геодезическая спутниковая (ГНСС-приёмник) ФАЗА 2 (далее - аппаратура) предназначена для измерений длины базиса между точками земной поверхности и инженерных сооружений при выполнении кадастровых и землеустроительных работ, инженерно-геодез...
70222-18
2158 Vertex Весы платформенные
Фирма "Mettler-Toledo Inc.", США
Весы платформенные 2158 Vertex (далее - весы) предназначены для статического измерения массы.