Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Оленегорск» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный , сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту -ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
| обеспечиваемое п Таблица 1 | рограммными средствами. - Сведения о программном обеспечении |
| Идентификационн ое наименование ПО | Номер версии (идентификационны й номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | v. 11.07.01.01 | e357189aea0466e98 b0221dee68d1e12 | amrserver.exe | MD5 |
| 745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436 | amrc.exe |
| ed44f810b77a6782a bdaa6789b8c90b9 | amra.exe |
| 0ad7e99fa26724e65 102e215750c655a | cdbora2.dll |
| 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | encryptdll.dll |
| b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | alphamess.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - ПС-12 №1 с отпайкой на ОМЗ (ПС-26) (Л-118) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3852; 3767; 3765 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 23850; 22852; 23837 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117911 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 2 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - ПС-12 №2 с отпайкой на ОМЗ (ПС-26) (Л-119) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 11086; 12157; 11068 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 22881; 24110; 23811 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117912 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 3 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - Протоки (Л-131) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3845; 3763; 3774 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 22881; 24110; 23811 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117913 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 4 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - ПС-25 (Л-76) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 6792; 6824; 6787 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 23850; 22852; 23837 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117916 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 5 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - ПС-96 (Л-72) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 11469; 11470; 11500 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 23850; 22852; 23837 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117914 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - ПС-96 (Л-73) | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 11493; 11471; 11485 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 22881; 24110; 23811 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117915 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 7 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кВ Оленегорск - Хариус-озеро №1 (Л-99) | ТФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 6890; 6891; 6893 Госреестр № 16023-97 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 22881; 24110; 23811 Госреестр № 922-54 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01216812 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 8 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ВЛ 110 кВ Оленегорск -Хариус-озеро №2 (Л-100) | ТФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 6894; 6889; 6892 Госреестр № 16023-97 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 23850; 22852; 23837 Госреестр № 922-54 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01216813 Госреестр № 31857-06 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
| 9 | ПС 330 кВ «Оленегорск», ОРУ 110 кВ ОВ | ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 11055; 11042; 11063 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 22881; 24110; 23811 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117918 Госреестр № 16666-97 | RTU-325L зав. № 001175 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| !1(2)—I изм<15% | !5%—1изм<!20% | !20%—!изм<1100% | 1100%—!изм—1120% |
| 1 - 6, 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,3 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 7 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)—I изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1 - 6, 9 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±1,8 | ±1,5 |
| 7 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±4,0 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,7 | ±2,5 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,1 | ±1,0 | ±0,9 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)—I изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1 - 6, 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| 7 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)—I изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1 - 6, 9 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
| 7 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,7 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±4,4 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±3,8 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
Примечания:
1. Погрешность измерений §1(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%p и 51(2)%q для coso 1,0 нормируется от I2%;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^Ih;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •IhI до 1,2-Ih1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1 ^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^Ih2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование СИ | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. ТТ | ТФЗМ-110Б-ШУ1 | 21 |
| 2. ТТ | ТФМ-110 | 6 |
| 3. ТН | НКФ-110 | 6 |
| 4. Счетчик | EA05RAL-B-4 | 7 |
| 5. Счетчик | A1802-RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| 6. УСПД | RTU-325L | 1 |
| 7. Методика поверки | 1745/500-2013 | 1 |
| 8. Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.020.02.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1745/500-2013 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 17.09.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 29252005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
- для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: "Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/086-2013 от 18.09.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск»
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии
создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
4. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
