Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных 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 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электрической энергии, 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 СД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные в помещении серверной МУП «РГРЭС»; сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида», программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; 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 типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы CDMA-шлюза, после чего сигнал передаётся по CDMA-каналу связи на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС».

На сервере СД 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 в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК».

Дополнительно на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (рег. № 39968-08) (по измерительным каналам 1-62, 64-68, 70-98, 100-139, 143-144 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) (рег. № 55596-13) (по измерительным каналам 99.1,145-149 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020.

Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и другие смежные субъекты ОРЭ за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 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 уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс.

Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут.

Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера СД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий сервера ГЦСОИ ООО «РГМЭК» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера СД 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 ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» версии 6.5, в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».

Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное

CalcCli-

CalcLeak-

Cal-

Metrol-

Parse-

Par-

ParseMod-

ParsePira-

Syn-

Veri-

наименование ПО

ents.dll

age.dll

cLosses.dll

ogy.dll

Bin.dll

seIEC.dll

bus.dll

mida.dll

chroNSI.dll

fyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

e55712d0b

b1959ff70b

d79874d10f

52e28d7b6

6f557f885b

48e73a928

c391d6427

ecf532935c

530d9b012

1ea5429b2

Цифровой

1b219065d

e1eb17c83f

c2b156a0fd

08799bb3c

737261328

3d1e66494

1acf4055bb

a1a3fd3215

6f7cdc23ec

61fb0e2884

идентификатор ПО

63da94911

7b0f6d4a13

c27e1ca480

cea41b548d

cd77805bd

521f63d00b

2a4d3fe1f8

049af1fd97

d814c4eb7c

f5b356a1d1

4dae4

2f

ac

2c83

1ba7

0d9f

f48

9f

a09

e75

Алгоритм вычисления

цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

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.

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) и их основные метрологические характеристики_

Номер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

элект-

роэнер-

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

электрической

энергии

ИВК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

63

ПС Дашки, III сш-10кВ, яч.№44

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14817 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14814

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2011

СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108069149

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

НР ProLiant DL360 G5 Зав. № 00040

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,9

69

ПС Дашки, IV сш-10кВ, яч.№40

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14815 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14818

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6218

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0810090538

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

140

ПС Дягиле-во, III сш-10кВ, яч. №35

ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000001 Зав. № 2957120000003

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6688

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120025

Актив

ная

Реак

тивная

± 0,9 ± 1,6

± 1,6 ± 2,6

141

ПС Дягиле-во, IV сш-10кВ, яч.№45

ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000002 Зав. № 2957120000004

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2778

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120080

Актив

ная

Реак

тивная

± 0,9 ± 1,6

± 1,6 ± 2,6

142

РП-1 яч.№5

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 20331 Зав. № 20329

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4427 Зав. № 4431 Зав. № 4436

СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108073938

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,6

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) Цн; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (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)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°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)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 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 для счётчиков 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 минус 10°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10°С до плюс 35°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 сервера ИВК и УСВ-1, УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Г осударственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

-    устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «РГРЭС» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «РГРЭС» (2-я очередь) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 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:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    счетчика электрической энергии;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

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;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

-    Сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 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) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) 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

1261-08

2

Трансформаторы тока

ТЛК-10

9143-06

4

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-11

4

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-08

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

831-53

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Комплексы информационно-вычислительные

«ИКМ-Пирамида»

45270-10

1

Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

Е-422

36638-07

3

Шлюз Ethernet-CDMA

MTE920C

3

Сервер с программным комплексом

«Энергосфера»

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

МУП «РГРЭС»

39968-08

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

МУП «РГРЭС» (2-я очередь)

55596-13

1

Методика поверки

1

Формуляр

ЭНСТ.422231.043.ПФ

1

Руководство по эксплуатации

ЭНСТ.422231.043.ЭД

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60508-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г. Перечень основных средств 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»;

-    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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

1.    Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

2.    Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    Е-422 - в соответствии с документом «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» - в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС». Методика поверки». МП-578/446-2008, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в декабре 2008 г.;

-    АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) - в соответствии с документом МР 1634/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС»(2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2013 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от ми-нус20 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 ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.002252011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь)

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.

Развернуть полное описание