Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) (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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГорноАлтайские электрические сети» и ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт».
ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации , ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» данные по сети Internet и резервному каналу связи стандарта GSM передаются на ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт», где импортируются в базу данных и передаются в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ от ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии 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 с использванием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1 и УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени для УСВ-1 не более ±0,5 с, для УСВ-2 не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки составляет не более ±3 с. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи (2 раза в сутки) независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeak-age.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dl l | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | 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».
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 таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | ИВКЭ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 9 | ВЛ-10 кВ Л-14-25 оп. № 174 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 150/5 № 11648 № 11651 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12409 № 12406 № 12405 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137362 | СИКОН С70 Зав. № 07131 | активная реактивная |
| 2 | 8 | ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 457/31/44 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11653 № 11649 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12280 № 12278 № 12110 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137348 | СИКОН С70 Зав. № 07129 | активная реактивная |
| 3 | 7 | ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 174 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 № 11621 № 11870 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12556 № 12558 № 12108 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810136496 | СИКОН С70 Зав. № 07132 | активная реактивная |
| 4 | 10 | ВЛ-10 кВ Л-20-11 оп. № 117/12 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11871 № 11677 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12265 № 12279 № 12407 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137307 | СИКОН С70 Зав. № 07130 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | 11 | ВЛ-10 кВ Л-20-14 оп. № 25 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11704 № 11872 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3:/100/^3 № 12266 № 12408 № 12562 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137347 | СИКОН С70 Зав. № 07133 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2, 3, 4, 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 2,2 | 2,3 | 2,9 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 2,2 | 2,3 | 2,9 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 2,3 | 2,5 | 3,5 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,7 | 3,1 | 5,6 | 3,1 | 3,5 | 5,8 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2, 3, 4, 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,5 | 4,1 | 3,8 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,5 | 4,1 | 3,8 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 3,6 | 2,7 | 1,8 | 5,0 | 4,4 | 3,9 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,6 | 4,7 | 3,0 | 7,4 | 5,8 | 4,5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока
(0,02 - 1,2) Ihom, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 60 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 60 °C до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т= 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 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 tв = 1 ч.
- Сервер сбора данных IBM 3850 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 41163 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера;
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (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:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток;
- ИКМ-Пирамида - 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) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 10 |
| Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 51676-12 | 15 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 5 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 5 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Комплексы информационновычислительные | «ИКМ-Пирамида» | 45270-10 | 1 |
| Сервер сбора данных | IBM 3850 | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58054-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 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 от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии мно
гофункциональные 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.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика
поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «12» мая 2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 минус 20 °С 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) (АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
