Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Республики Дагестан
Номер в ГРСИ РФ: | 80631-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Дагестан (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 80631-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Республики Дагестан |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 151 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 6 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
80631-20: Описание типа СИ | Скачать | 570.3 КБ | |
80631-20: Методика поверки МП ЭПР-309-2020 | Скачать | 12.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Дагестан (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД» и ПАО «ФСК ЕЭС», выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия АЛЬФА 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere, сервер центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС» на базе специализированного программного обеспечения (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов (ИК) №№ 1 - 39 при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД
ОАО «РЖД», а с выходов счетчиков ИК №№ 40 - 42 - на входы УСПД ПАО «ФСК ЕЭС», где осуществляется формирование и хранение информации.
Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные с УСПД ОАО «РЖД» передаются на сервер Центра сбора данных ОАО «РЖД», а с УСПД ПАО «ФСК ЕЭС» - на сервер Центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Передача информации об энергопотреблении от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Не реже одного раза в сутки сервер Центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ, и передает его на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 5. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, сервер точного времени СТВ-01, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы сервера Центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС», часы УСПД и счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М, устройство синхронизации времени УСВ-3 и сервер точного времени СТВ-01 осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).
Сервер центра сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Сервер Центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС» оснащен сервером точного времени СТВ-01. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
УСПД ОАО «РЖД» синхронизируется от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
УСПД ПАО «ФСК ЕЭС» синхронизируется от сервера Центра сбора и обработки данных ПАО «ФСК ЕЭС». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики №№ 1 - 39 синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики ИК №№ 40 - 42 синхронизируются от УСПД ПАО «ФСК ЕЭС». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1 - 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия АЛЬФА 2»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Энергия АЛЬФА 2 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Таблица 3 - Идентификационные данные СПО АИИ |
1С КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4 |
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия АЛЬФА 2» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 4 - 6.
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
ИВКЭ |
УССВ | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
1 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, ввод 10 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №51199-12 |
А В С |
НТМИ-10 У3 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
2 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, КРУН-10 кВ, Ф.ПЭ |
II |
Kt=0,5 Ktt=50/5 №2473-05 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №51199-12 |
А В С |
НТМИ-10 У3 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
3 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
4 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
5 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-2 |
II |
Kt=0,5 Ktt=150/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФЗМ-35Б-1У1 | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
6 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, КРУН-10 кВ, Ф.1-10 кВ пос. Кокрек |
II |
Kt=0,2S Ktt=100/5 №29390-05 |
А |
ТПЛ-10с |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10с | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №51199-12 |
А В С |
НТМИ-10 У3 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
7 |
ПС 110 кВ Карланюрт-Тяговая, ввод 10 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,5 Ktt=1500/5 №25433-06 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=10000/100 №51199-12 |
А В С |
НТМИ-10 У3 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RAL-B-4 | |||||
8 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, ввод 10 кВ Т-1 |
II |
Kt=0,5S Ktt=1500/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,2 Kth=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
9 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
RTU-327 Рег. № 19495-О3 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
10 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
11 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, ввод 10 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,5S Ktt=1500/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-1О | ||
В |
ТЛО-1О | ||||||
С |
ТЛО-1О | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-1О | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
12 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
13 |
ПС 110 кВ Шамхал-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
14 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
15 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-2 |
II |
Кт=0,5 Ктт=150/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
16 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P1B-4 | |||||
17 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
18 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.4- 10 кВ |
II |
Кт=0,5 Ктт=75/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
19 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ввод 10 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P1B-4 | |||||
20 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ввод 10 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
21 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.ПЭ-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
22 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.ПЭ-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=200/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
23 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.1-10 кВ |
II |
Кт=0,5 Ktt=50/5 №2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
24 |
ПС 110 кВ Манас-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.2-10 кВ |
II |
Kt=0,5 Ktt=50/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
25 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.ПЭ-2 |
II |
Kt=0,5 Ktt=200/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,2 Kth=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-4 | |||||
26 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ЗРУ-10 кВ, Ф.ПЭ-1 |
II |
Кт=0,5 Ktt=200/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
27 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ввод 10 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RAL-B-4 | |||||
28 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ввод 10 кВ Т-1 |
II |
Kt=0,5 Ktt=1000/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RAL-B-4 | |||||
29 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-1 |
II |
Kt=0,5 Ktt=100/5 №17552-98 |
А |
ТФМ-35-II | ||
В |
ТФМ-35-II | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
30 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №17552-98 |
А |
ТФМ-35-II |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФМ-35-II | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
31 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-2 |
II |
Kt=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
32 |
ПС 110 кВ Каякент-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-1 |
II |
Kt=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Kth=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
33 |
ПС 110 кВ Дербент-Тяговая, ввод 6 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P2B-4 | |||||
34 |
ПС 110 кВ Дербент-Тяговая, РУ-27,5 кВ, Ф.ДПР |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №3690-73 |
А |
ТФЗМ-35А-У1 | ||
В |
ТФЗМ-35А-У1 | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RL-B-3 | |||||
35 |
ПС 110 кВ Дербент-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М | ||
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P1B-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
36 |
ПС 110 кВ Дербент-Тяговая, ввод 27,5 кВ Т-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 №3689-73 |
А |
ТФНД-35М |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
ТФНД-35М | ||||||
С |
- | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=27500/100 №912-70 |
А |
ЗНОМ-35-65 | ||||
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
С |
- | ||||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-P1B-4 | |||||
37 |
ПС 110 кВ Дербент-Тяговая, ввод 6 кВ Т-2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 №25433-07 |
А |
ТЛО-10 | ||
В |
ТЛО-10 | ||||||
С |
ТЛО-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-4 | |||||
38 |
Тяговая подстанция Белиджи 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Ф.А/Б №2 |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 №2363-68,1856-63 |
А |
ТПЛМ-10 | ||
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-07 |
EA05RAL-B-3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
39 |
Тяговая подстанция Белиджи 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, Ф.А/Б №1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 №1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 |
RTU-327 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 / Метроном-50М Рег. № 68916-17 |
В |
- | ||||||
С |
ТВЛМ-10 | ||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | ||||
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
40 |
ПС 110 кВ Белиджи (110/35/10 кВ) КРУН-10 кВ 1СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ Ф.5 |
II |
Kt=0,5S Ktt=600/5 №51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
СТВ-01 Рег. № 49933-12 |
В |
ТОЛ-СЭЩ | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Ктн=10000/100 №51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | ||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
41 |
ПС 110 кВ Белиджи (110/35/10 кВ) КРУН-10 кВ ПСШ 10 кВ, КЛ 10 кВ Ф.10 |
II |
Kt=0,5S Ktt=600/5 №51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ | ||
В |
ТОЛ-СЭЩ | ||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | ||||||
ТН |
Kt=0,5 Ктн=10000/100 №51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | ||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
ПС 110 кВ Белиджи (110/35/10 кВ) КРУН-10 кВ ПСШ 10 кВ, КЛ 10 кВ Ф.9 |
Kt=0,5S |
А |
ТОЛ-СЭЩ | ||||
II |
Ктт=300/5 |
В |
ТОЛ-СЭЩ | ||||
№51623-12 |
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||
42 |
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 №51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
СТВ-01 Рег. № 49933-12 | |
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
Примечания:
1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 5 метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
1-5, 9, 10, 12-17, 19, 21, 23, 26, 29-37, 39 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
6 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
7, 28, 38 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,3 |
8, 11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,0 4,4 |
18, 20, 22, 24, 25 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,4 |
27 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 4,2 |
40-42 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. |
Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
0,87 |
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +23 |
ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД RTU-327 - для УСПД ЭКОМ-3000 - для УСВ-3 - для Метроном-50М - для СТВ-01 |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -40 до +40 от -40 до +65 от 0 до +75 от -10 до +50 от -25 до +60 от +15 до +30 от +10 до + 30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ЕвроАльфа (рег. № 16666 -07): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД RTU-327: - наработка на отказ, ч, не менее - время восстановления, ч, не более УСПД ЭКОМ-3000: - наработка на отказ, ч, не менее - время восстановления, ч, не более ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
50000 72 80000 72 120000 72 40000 24 75000 24 0,99 1 |
Глубина хранения информации ИИК: - счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- серверов;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- установка пароля на счетчики электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на серверы.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
30 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
10 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
29 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
1 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 шт. |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
9 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФМ-35-II |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
9 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 У3 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
20 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ |
2 шт. |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
35 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАльфа |
4 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазны многофункциональные |
Альфа А1800 |
3 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Серверы точного времени |
Метроном-50М |
2 шт. |
Серверы точного времени |
СТВ-01 |
1 шт. |
Методика поверки |
МП-312235-116-2020 |
1 экз. |
Формуляр |
13526821.4611.151.ЭД.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-116-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Дагестан. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 24.11.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97) - в соответствии с методикой поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа (рег. № 16666-07) - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-300. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- устройств синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- серверов точного времени Метроном-50М - в соответствии с документом М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки», утвержденным ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
- серверов точного времени СТВ-01 - в соответствии с документом МП 49933-12 с изменением № 2 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-01. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Пензенский ЦСМ» 14.12.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Дагестан», аттестованном ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Нормативные документы
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