Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-1
- ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань
-
Скачать
62838-15: Описание типа СИСкачать171.4 Кб
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-1
Основные | |
Тип | |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ). Состав данных в макетах - результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами).
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ состоит из следующих функциональных уровней:
- первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 12.
- второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2 (Госреестр № 41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML в форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ охватывает уровень счетчиков, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК и счетчиков ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Описание
АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы временипо каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
4) Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 3 с. Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на ИВК. Точность хода часов ± 1 с.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН , формирование поступающей информации, хранение измерительной информации и оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных зараннее форматах (макетах типа 80020) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 2000» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранения и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется програмное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1
по 10.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 3
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 4
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 5
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 6
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 7
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 8
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 10
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО - MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Технические характеристики
Метрологические характеристики и состав ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
Параметр | Значение |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 12 |
Параметры питающей сети переменного тока: напряжение, В частота, Г ц | 220± 22 50 ± 1 |
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от минус 20 до 60 от минус 40 до 50 |
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 6; |
Первичные номинальные токи, кА | 8; 3; 1; 0,8; 0,6; 0,4; 0,3 |
Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
Номинальный вторичный ток, А | 5 |
Количество точек учета (ИИК) шт. | 78 |
Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ± 5 |
Средний срок службы системы, лет | 15 |
№ точки | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид | Метрологические характеристики | |||
изме рения | ТТ | ТН | Счетчик | электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТШВ-15 | ЗНОМ-15 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
1 | Г енератор №5 | 8000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТШВ-15 | ЗНОМ-15 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
2 | Г енератор №6 | 8000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТШВ-15 | ЗНОМ-15 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
3 | Г енератор №7 | 8000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТШЛ-10 | ЗНОЛ-06 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,8 | ±1,1 | ||
4 | ГТУ-2 | 3000/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5S | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТШЛ-10 | ЗНОЛ-06 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,8 | ±1,1 | ||
5 | ГТУ-1 | 3000/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5S | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
6 | Яч.2А РП-9 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
7 | Яч.2Б РП-9 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
8 | Яч.5 ТП-397 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
9 | Яч.6 Эл. Депо | 400/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТПФ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
10 | Яч.10 ПО Свияга | 300/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ- | активная | ±1,0 | ±2,1 | ||
11 | Яч.15Б ООО Бахетле | 400/5 | 6000/100 | 4ТМ.03.01 | |||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | КТ 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,0 | ±2,9 | ||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
12 | Яч.16 ПО Радиоприбор | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТПОФ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
13 | Яч.19 ОАО Мелита | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
14 | Яч.20А ТП-2462 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
15 | Яч.20Б КФ ОАО Холод | 600/5 КТ 0,2 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
16 | Яч.21 А ТП-2464 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
17 | Яч.21Б ТП-328 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
18 | Яч.22А ТП-2022 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
19 | Яч.22Б ТП-267 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
20 | Яч.23 ОАО Нэфис Косметикс | ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТПОФ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
21 | Яч.24 Казгорэлектротранс | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
22 | Яч.25А ТП-272 (ТП-1824,РТП-99) | ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
23 | Яч.25Б Сувар-Казань | 800/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
24 | Яч.26Б ОАО Спартак | 1000/5 КТ 0,2S | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,3 | ±3,1 | |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
25 | Яч.27А РТП-128 | 1000/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2S | КТ 0,5 | реактивная | ±1,3 | ±3,1 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
26 | Яч.28А РТП-70 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
27 | Яч.28Б ТП-4816 | 600/5 | 6000/100 | ||||
Кл.т. 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
28 | Яч.29А ТП-383 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ- | активная | ±1,0 | ±2,1 | ||
29 | Яч.30А ООО Мегаполис | 300/5 | 6000/100 | 4ТМ.03.01 | |||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | КТ 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,0 | ±2,9 | ||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
30 | Яч.31 З-д Точмаш | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТПОФ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
31 | Яч.33 ОАО Карамай | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
32 | Яч.39 З-д Точмаш | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
33 | Яч.40А ООО Мегаполис | 300/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
34 | Яч.41 А ЗАО АРГО | 300/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
35 | Яч.42А РТП-128 | ТОЛ-10 1000/5 КТ 0,2S | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±3,1 |
36 | Яч.43А ТП-472 (ТП-1427,РТП-99) | ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
37 | Яч.43Б Сувар-Казань | ТПОЛ-10 800/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
38 | Яч.46 ОАО Нефис Косметикс | ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,2 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,8 | ±1,0 ±3,6 |
39 | Яч.53А МУП Метроэлектротранс | ТПОЛ-10 300/5 КТ 0,2 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,8 | ±1,0 ±3,6 |
40 | Яч.53Б МУП Метроэлектротранс | ТПОЛ-СВЭЛ-10 300/5 КТ 0,2 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±0,8 ±2,0 | ±2,0 ±2,9 |
41 | Яч.54А ЗАО Кварт | ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,2 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,8 | ±1,0 ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
42 | Яч.54Б ЗАО ПКФ Тройка | 600/5 Кл.т. 0,2 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
43 | Яч.56А ТП-2462 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
44 | Яч.56Б ТП-353 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
45 | Яч.57 Метро | 600/5 КТ 0,2 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |
46 | Яч.58А ОАО Нэфис Косметикс | ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,2 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,8 | ±1,0 ±3,6 |
ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
47 | Яч.59 ОАО Спартак | 1000/5 КТ 0,2S | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,3 | ±3,1 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
48 | Яч.64А СК Кирова | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
49 | Яч.64Б СК Кирова | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
50 | Яч.70Б ЗАО Кварт | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
51 | Яч.70В З-д Точмаш | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
52 | Яч.71А Гипермаркет Кольцо | ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
53 | Яч.71В ЗАО Кварт | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
54 | Яч.74А Метро | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
55 | Яч.74Б СК Кирова | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
56 | Яч.76А Метро | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
57 | Яч.76Б Квартал 146 (РП-70 Л-2) | ТВЛМ-10 1000/5 КТ 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
58 | Яч.80Б Метро | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
59 | Яч.80В З-д Точмаш | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
60 | Яч.83А Квартал Б (РП-127) | ТЛК-10 600/5 | НТМИ-6-66 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 |
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
61 | Яч.83Б СК Кирова | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
62 | Яч.83В Метро | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
63 | Яч.84Б ООО Бахетле | 400/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
64 | Яч.84В ТП-2465 | 1000/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
65 | Яч.86А КЭС ТП-1824 | ТВЛМ-10 1000/5 КТ 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±0,9 | ±1,1 |
(БКТП-306) | КТ 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
66 | Яч.86Б ТП-2464 | 600/5 | 6000/100 | ||||
КТ 0,5 | КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |||
67 | Яч.90А Гипермаркет Кольцо | ТВЛМ-10 600/5 КТ 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±1,1 ±3,6 |
ТОЛ-10 УТ2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
68 | Яч.90Б ГИБДД (ТП-3841) | 400/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
69 | Яч.91А ЗАО Кварт | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
70 | Яч.91Б ЗАО Кварт | 600/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
71 | Яч.93 А СК Кирова | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±1,1 | ||
72 | Яч.93Б СК Кирова | 1000/5 КТ 0,5 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±2,4 | ±3,6 | |
TGM 145 | НКФ-110 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 | ||
73 | ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Западная | 1000/5 КТ 0,2 | 6000/100 КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |
74 | ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Новокремлевская | TGM 145 1000/5 КТ 0,2S | НКФ-110 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,0 ±3,1 |
75 | ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-1 | TGM 145 1000/5 | НКФ-110 110000/100 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 |
КТ 0,2 | КТ 0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,6 | |||
76 | ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-2 | TGM 145 1000/5 | НКФ-110 110000/100 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±1,0 |
КТ 0,2S | КТ 0,5 | реактивная | ±1,3 | ±3,1 |
Продолжение таблицы 12
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
77 | Т-1(110кВ) | ТФНД-110 600/5 КТ 0,5 | НКФ-110 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,0 ±0,0 | ±0,0 ±0,0 |
78 | ОВ-110 кВ | ТРГ-110 II 1000/5 КТ 0,2S | НКФ-110-57У1 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±2,0 ±2,3 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98ином до 1,02ином;
• сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9ином до 1,1 ином;
• сила тока от 0,051ном до 1,21ном ;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
- для сервера от 10 до 40 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики по ГОСТ 31819.22 - 2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23 - 2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 12. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. После замены измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ АИИСГК 15.01.00 МП.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (ёр), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
!
, где:
Sp - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
ёэ - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.12 измерения электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт-ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
At
= - ■ Ю!::
=::о:г... ,
где:
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Надежность применяемых в системе компонентов:
• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=1 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участника ОРЭМ по выделеным, коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте;
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 13.
Таблица 13
-и - №п | Наименование | Тип | № Госреестра | Колич ество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1 | Трансформаторы тока | ТШВ-15 | 1836-63 | 9 |
2 | Трансформаторы тока | ТШЛ-10УЗ | 3972-73 | 6 |
3 | Трансформаторы тока | ТОЛ-СВЭЛ | 42663-09 | 33 |
4 | Трансформаторы тока | ТПОЛ 10 | 1261-02 | 51 |
5 | Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УТ2 | 6009-77 | 4 |
6 | Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 2 |
7 | Трансформаторы тока | ТПОФ | 518-50 | 6 |
8 | Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2473-00 | 10 |
9 | Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 12 |
10 | Трансформаторы тока | ТПОЛ-СВЭЛ | 45425-10 | 3 |
11 | Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 38 |
12 | Трансформаторы тока | ТЛК-10 | 9143-06 | 2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
13 | Трансформаторы тока | TG 145-420 | 15651-96 | 12 |
14 | Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 2793-71 | 3 |
15 | Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-110-II* | 26813-06 | 3 |
16 | Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 1593-70 | 9 |
17 | Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06 | 3344-04 | 6 |
18 | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 380-49 | 126 |
19 | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 75 |
20 | Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 26452-04 | 15 |
21 | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-94 | 3 |
17 | Счётчики электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 10 |
18 | Счётчики электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 68 |
20 | У стройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
21 | Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ - Пирамида | 45270-10 | 1 |
22 |
Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
23 | Методика поверки | АИИСГК15.01.00 МП | - | 1 |
24 | Формуляр | АИИСГК15.01.00 ФО | - | 1 |
25 | Руководство по эксплуатации | АИИСГК15.01.00 РЭ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу АИИСГК15.01.00 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 25 октября 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ в 2004г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы «Глонасс», Global Positioning System (GPS).
Сведения о методах измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1. АИИСГК15.01.00 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания.