Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" 2-ой этап. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" 2-ой этап

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» 2-ой этап (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000, использующееся для синхронизации времени в ИК 18 и 19, и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго», устройство синхронизации системного времени (УССв) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УССВ-2, сервер АО «Россети Тюмень», УССВ на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа ЭКОМ-3000 (основное и резервное), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго», где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится с третьего уровня настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемников.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго» со шкалой времени УССВ-2 осуществляется во время сеанса связи с УССВ-2. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ-2 ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.

Сравнение шкалы времени счетчиков ИК 1 - 17 со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Сравнение шкалы времени сервера АО «Россети Тюмень» со шкалой времени УССВ ЭКОМ-3000 (основного, либо резервного) осуществляется во время сеанса связи с УССВ ЭКОМ-3000. При наличии расхождения шкалы времени сервера АО «Россети Тюмень» со шкалой времени УССВ ЭКОМ-3000 ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.

Сравнение шкалы времени УСПД ЭКОМ-3000 со шкалой времени сервера АО «Россети Тюмень» осуществляется во время сеанса связи с сервером АО «Россети Тюмень». При наличии расхождения шкалы времени УСПД ЭКОМ-3000 со шкалой времени сервера АО «Россети Тюмень» ±1 си более производится синхронизация шкалы времени УСПД ЭКОМ-3000.

Сравнение шкалы времени счетчиков ИК 18 и 19 со шкалой времени УСПД ЭКОМ-3000 осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД ЭКОМ-3000 ±1 си более производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и серверов АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус серверного шкафа в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» 2-ой этап.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Наименование программного модуля ПО

ac_metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.0

Наименование программного модуля ПО

pso_metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/Сервер

Вид электрической энергии и мощности

1

2

3

4

5

6

7

1

ТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ

PSA 1600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 53396-13

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

УССВ:

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго»: HPE ProLiant ML10 Gen9

активная

реактивная

2

ТП 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ

PSA 1600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 53396-13

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

3

ППУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ

ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-07

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

4

ППУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ

ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-07

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

5

ТП 10 кВ 484 (70), ВРУ 0,4 кВ № 1, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1

ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

6

ТП 10 кВ 484 (70), ВРУ 0,4 кВ № 2, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2

ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

7

ТП 10 кВ 309 (69), ВРУ 0,4 кВ № 1, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 71031-18

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

УССВ:

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго»: HPE ProLiant ML10 Gen9

активная

реактивная

8

ТП 10 кВ 309 (69), ВРУ 0,4 кВ № 2, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2

ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

9

ТП 10 кВ 309 (69), ВРУ 0,4 кВ № 1, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ АЗС

ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12

_

Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

активная

реактивная

10

ПС 110 кВ Северная, РУ 6 кВ, яч. 12

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

11

ПС 110 кВ Северная, РУ 6 кВ, яч. 29

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

12

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод 1 СШ 0,4 кВ

ТТЕ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

13

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод 2 СШ 0,4 кВ

ТТЕ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19

_

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

14

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод 3 СШ 0,4 кВ

ТТЕ 2500/5 Кл. т. 0,5S Per. №73808-19

15

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод 4 СШ 0,4 кВ

ТТЕ 2500/5 Кл. т. 0,5S Per. №73808-19

16

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, КЛ-1 0,4 кВ «Г ипермаркет»

ТТН 1250/5 Кл. т. 0,5 Per. №74332-19

17

ТП-825 6 кВ, РУ 0,4 кВ, КЛ-2 0,4 кВ «Г ипермаркет»

ТТН 1250/5 Кл. т. 0,5 Per. №74332-19

4

5

6

7

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №47560-11

УССВ:

УССВ-2 Per. № 54074-13

Сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго»: НРБ ProLiant ML10 Gen9

активная

реактивная

Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №47560-11

активная

реактивная

Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №75755-19

активная

реактивная

Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №75755-19

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

18

ПС 110 кВ Березняки, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 102

ТОЛ-СЭЩ-10 200/5

Кл. т. 0,5S

Рег. № 32139-11

НАЛИ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09

УССВ:

УССВ-2 Рег. № 54074-13 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

Сервер АО «Россети Тюмень»: HP ProLiant DL380 G7

Сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго»: HPE ProLiant ML10 Gen9

активная

реактивная

19

ПС 110 кВ Березняки, ЗРУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 410

ТОЛ-СЭЩ-10 200/5

Кл. т. 0,5S

Рег. № 32139-11

НАЛИ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

П р и м е ч а н и я

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.

3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений

5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)

Границы основной относительной погрешности измерений, (±5), %

Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1 - 8; 16; 17

(ТТ 0,5;

Счетчик 0,5S)

11ном < I1 < 1,211ном

0,8

1,1

1,9

1,5

1,9

2,4

0,211ном < I1 < 11ном

1,0

1,5

2,7

1,6

2,2

3,1

0,1Т1йОм < I1 < 0,211ном

1,7

2,8

5,3

2,2

3,2

5,5

0,0511ном < I1 < одном

1,7

2,9

5,4

2,2

3,3

5,6

9; 12 - 15

(ТТ 0,5S;

Счетчик 0,5S)

11ном < I1 < 1,211ном

0,8

1,1

1,9

1,5

1,9

2,4

0,211ном < I1 < 11ном

0,8

1,1

1,9

1,5

1,9

2,4

одном < I1 < 0,211ном

1,0

1,5

2,7

1,6

2,2

3,1

0,0511ном < I1 < 0,111ном

1,0

1,7

2,8

1,6

2,3

3,2

0,0111ном < I1 < 0,0511ном

2,0

2,9

5,4

2,5

3,3

5,6

10; 11

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

11ном < I1 < 1,211ном

0,9

1,2

2,0

1,5

2,0

2,5

0,211ном < I1 < 11ном

1,1

1,6

2,8

1,7

2,2

3,2

0,0511ном < I1 < 0,211ном

1,8

2,8

5,3

2,2

3,2

5,5

18; 19

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

11ном < I1 < 1,211ном

1,0

1,4

2,3

1,6

2,1

2,7

0,211ном < I1 < 11ном

1,0

1,4

2,3

1,6

2,1

2,7

0,0511ном < I1 < 0,211ном

1,2

1,7

3,0

1,7

2,3

3,4

0,0111ном < I1 < 0,0511ном

2,1

3,0

5,5

2,6

3,4

5,7

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические (реактивная эне]

характеристики И ргия и мощность)

К

Границы основной относительной погрешности измерений, (±5), %

Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %

cos ф = 0,8

cos ф- 0,5

cos ф- 0,8

cos ф- 0,5

1

2

3

4

5

6

1 - 8; 16; 17

(ТТ 0,5;

Счетчик 1,0)

11ном < I1 < 1,211ном

1,8

1,3

3,7

3,5

0,211ном < I1 < 11ном

2,4

1,6

4,0

3,6

0Дном < I1 < 0,211ном

4,3

2,6

5,4

4,2

0,0511ном < I1 < 0Дном

4,5

2,9

5,5

4,3

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

9; 12 - 15

(ТТ 0,5S;

Счетчик 1,0)

11ном — I1 — 1,211ном

1,8

1,3

3,7

3,5

0,211ном — I1 < 11ном

1,8

1,3

3,7

3,5

0,111ном — I1 < 0,211ном

2,4

1,6

4,0

3,6

0,0511ном — I1 < 0,111ном

2,7

2,0

4,2

3,8

0,0211ном — I1 < 0,0511ном

4,5

2,9

5,5

4,3

10; 11

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

11ном — I1 — 1,211ном

1,9

1,4

2,4

2,1

0,211ном — I1 < 11ном

2,5

1,7

3,0

2,3

0,0511ном — I1 < 0,211ном

4,6

2,8

5,3

3,6

18; 19

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

11ном — I1 — 1,211ном

2,1

1,5

3,9

3,6

0,211ном — I1 < 11ном

2,1

1,5

3,9

3,6

0,0511ном — I1 < 0,211ном

2,6

1,8

4,2

3,7

0,0211ном — I1 < 0,0511ном

4,6

3,0

5,6

4,4

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с

П р и м е ч а н и я

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +5 до +40 °С.

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

19

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С

от 99 до101

от 1 до 120

от 49,85 до 50,15

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cosф

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

от 90 до 110

от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от +5 до +40 0,5

Продолжение таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

3

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

Серверы АИИС КУЭ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер АИИС КУЭ:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера (серверного шкафа);

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);

- в УСПД (функция автоматизирована);

- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

PSA

6

Трансформатор тока

ТТИ

24

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТТЕ

12

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-10

2

Счетчик электрической энергии

Меркурий 236

12

Счетчик электрической энергии

Меркурий 234

3

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Устройство синхронизации системного времени

ЭКОМ-3000

2

Сервер АИИС КУЭ ООО «МСК Энерго»

HPE ProLiant ML10 Gen9

1

Сервер АО «Россети Тюмень»

HP ProLiant DL380 G7

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Формуляр

АСВЭ 435.00.000 ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» 2-ой этап», аттестованной ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Развернуть полное описание