Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.185
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 41998
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля за потреблением электроэнергии и мощности в филиале ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго») по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора: ОАО «АТС», региональный филиал ОАО «СО ЕЭС» «Астраханское РДУ», при необходимости другим заинтересованным организациям.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» представляет собой двухуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Первый уровень включает в себя одиннадцать информационно-измерительных каналов (ИИК) и выполняет функцию проведения измерений.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

В состав ИИК входят:

счетчики электрической энергии;

измерительные трансформаторы тока и напряжения;

вторичные измерительные цепи.

В состав ИВК входят:

технические средства приёма-передачи данных;

АРМ оператора;

сервер сбора данных;

устройство синхронизации системного времени УСВ-1.

лист № 2

Всего листов 11

АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.

ИВК формирует запрос, который по каналам связи попадает на счетчик с нужным адресом.

Счетчик в ответ, пересылает информацию об энергопотреблении, посредством локальной вычислительной сети, на сервер сбора данных филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» и через концентратор на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора, представляющие собой промышленные персональные компьютеры, которые обеспечивают функции резервного хранения базы данных и их предоставления в графическом виде. На сервере сбора данных установлено специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000», которое обеспечивает:

- резервное копирование базы данных;

- хранение принятой информации и предоставление ее пользователям;

- корректировку собственного времени и времени счетчиков по УСВ-1;

- формирование файлов экспорта данных для передачи их в ОАО «АТС».

Далее по каналам связи, обеспечивается дальнейшая передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» «Астраханское РДУ» и другим заинтересованным организациям.

АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС осуществляется программным способом при помощи специально разработанного алгоритма. Программная реализация этого алгоритма функционирует на Сервере ИВК. Привязка сервера АИИС ко времени осуществляется каждый час от приемника точного времени УСВ-1 с порогом

Всего листов 11 синхронизации ±1 секунда. Сервер поддерживает единое системное время, выполняя автоматически коррекцию хода часов подключенных счетчиков. Измерение времени в сервере происходит автоматически внутренним таймером. Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.

Коррекция времени в счетчиках производится от сервера один раз в сутки в случае превышения рассогласования времени допустимого значения в пределах ±1 секунда.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов ±5 с/сутки.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Ас-

траханьэнерго» приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и их состав

Канал измерений

Средство измерений

Ктг -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Номер ИК в МВИ АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» -

«Астрахань-энерго»

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

Филиал ОАО «МРСК Юга» «Астрахань-энерго»

АИИС КУЭ Филиала ОАО «МРСК Юга» -«Астраханьэнерго»

№013

Энергия активная, WP Энергия реактивная, wQ Календарное время

ИВК

ПО «Пирамида 2000» (ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир)

Wp ,WQ, интервалы времени

УСВ-1

Календарное время

1—н

ВЛ-35 кВ "Каспийск" ПС Яндыки-110 кВ

н н

КТ=0,5 Ктт= 150/5 №664-51

А

ТФН-35

№8351

10500

Ток первичный, I]

-

-

-

с

ТФН-35

№8394

К н

КТ=0,5

Ктн=35000/100 № 912-07

А

3HOM-35

№1111987

Напряжение первичное, U|

В

3HOM-35

№1111983

С

3HOM-35

№1111973

Счетчик

KT=0,5S Ксч=1 №31857-06

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202266

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

ВЛ-110кВ №78 ПС Дальняя-110 кВ

н н

КТ=0,5 Ктт=200/5 (ф.В 300/5) № 2793-88

А

ТФЗМ-110

№423581

44000

Ток первичный, К

В

ТФЗМ-110

№1462

С

ТФЗМ-110

№18892

к н

КТ=0,5

Ктн=110000/100 № 14205-05

А

НКФ-110

№1059332

Напряжение первичное, U|

В

НКФ-110

№1099313

С

НКФ-110

№1059284

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202265

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Канал измерений

Средство измерений

Ктт *Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Номер ИК в МВИ АИИС КУЭ Филиала ОАО «МРСК Юга» -

«Астрахань-энерго»

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

ВЛ-110кВ Красносель-скал ПС Со-лодники-110 кВ

£

КТ=0,5 Ктт=300/5 № 2793-88

А

ТФНД-110

№17977

00099

Ток первичный, I]

В

ТФНД-110

№18025

С

ТФНД-110

№18001

£

КТ=0,5

Ктн= 110000/100

№ 14205-05

А

НКФ-110

№950957

Напряжение первичное, Ui

В

НКФ-110

№944938

С

НКФ-110

№964931

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202259

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

т

ВЛ-110кВ №320 ПС Солодник и-110 кВ

н н

КТ=0,5 Ктт=300/5 № 2793-88

А

ТФНД-110

№969

00099

Ток первичный, I]

В

ТФНД-110

№970

С

ТФНД-110

№971

к н

КТ=0,5

Ктн=110000/100 № 14205-05

А

НКФ-110

№950957

Напряжение первичное, Ui

В

НКФ-110

№944938

С

НКФ-110

№964931

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202260

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

ВЛ-110кВ №725 ПС Енотаевка-110 кВ

н н

КТ=0,5 Ктт=200/5 № 2793-88

А

ТФЗМ-110

№50818

44000

Ток первичный, Е

В

ТФЗМ-110

№50820

С

ТФЗМ-110

№50761

КТ=0,5

Ктн= 110000/100

№ 14205-05

А

НКФ-110

№22557

Напряжение первичное, U]

В

НКФ-110

№22518

С

НКФ-110

№22528

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202261

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Канал измерений

Средство измерений

Ктг -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Номер ИК в МВИ АИИС КУЭ Филиала ОАО «МРСК Юга» -

«Астрахань-энерго»

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

О

ВЛ-110кВ №724 ПС Ни-Кольская-110 кВ

£

KT=0,2S Ктт=300/5 № 32825-06

А

ТФЗМ-110

№1469

132000

Ток первичный, 1(

В

ТФЗМ-110

№1470

С

ТФЗМ-110

№1471

£

КТ=0,5

Ктн=110000/100

№ 14205-05

А

НКФ-110

№838524

Напряжение первичное, U|

В

НКФ-110

№838498

С

НКФ-110

№868244

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202262

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

г-

Ввод Т-1 6кВ Ветлянка-110 кВ

£

КТ=0,5

Ктт= 1000/5 № 1856-63

А

ТВЛМ-10

№1687

12000

Ток первичный, Т

-

-

-

с

ТВЛМ-10

№3003

£

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

НТМИ-6

№1259

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S Ксч=1 №31857-06

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202267

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

00

Ввод Т1-6кВ ПС Ушаковка-ИОкВ

н н

КТ=0,5

Ктт= 1500/5

№ 1856-63

А

ТВЛМ-10

№3518

18000

Ток первичный, Т

-

-

-

с

ТВЛМ-10

№3519

я н

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

НТМИ-6

№1251

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S Ксч=1 №31857-06

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202268

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Канал измерений

Средство измерений

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Номер ИК в МВИ АИИС КУЭ Филиала ОАО «МРСК Юга» -«Астрахань-энерго»

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

Ввод Т2-6кВ ПС Ушаковка-НОкВ

н н

КТ=0,5

Ктт= 1500/5

№ 7069-02

А

ТВЛМ-10

№3714

18000

Ток первичный, I!

-

-

-

с

ТВЛМ-10

№3825

я н

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

НТМИ-6

№1254

Напряжение первичное, U]

Счетчик

KT=0,5S Ксч=1 №31857-06

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202269

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

о т—н

ВЛ-110кВ №297 ПС Ка-пустин Яр-110 кВ

н н

KT=0,2S Ктт=600/5 № 32825-06

А

ТФЗМ-110

№1466

132000

Ток первичный, К

В

ТФЗМ-110

№1467

С

ТФЗМ-110

№1468

я н

КТ=0,5

Ктн=110000/100 № 14205-05

А

НКФ-110

№921255

Напряжение первичное, U]

В

НКФ-110

№921247

С

НКФ-110

№921273

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202263

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

т—н

ОМВ-ПОкВ

ПС Капустин Яр-110 кВ

н н

KT=0,2S Ктт=600/5 № 32825-06

А

ТФЗМ-110

№1463

132000

Ток первичный, I]

В

ТФЗМ-110

№1464

С

ТФЗМ-110

№1465

я н

КТ=0,5

Ктн=110000/100

№ 14205-05

А

НКФ-110

№7982

Напряжение первичное, U]

В

НКФ-110

№7639

С

НКФ-110

№7988

Счетчик

KT=0,2S Ксч=1 №31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 01202264

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

лист № 8

Всего листов 11

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов

№ИИК

Активная электроэнергия

знач. COS(p

Swpl-2, [%] ДЛЯ диапазона Wp|%<Wp„3M

<Wp2%

$Wp2-5, [%] для диапазона Wp2o/o<WpH3

м

<Wp5%

S\Vp5-2O, [%] ДЛЯ диапазона ^р5%<\Уризм <Wp20%

S\vp20-100, [%] ДЛЯ диапазона

Wp20«/<WpH3M

<Wpioo%

§Wpl00-120, [%] ДЛЯ диапазона Wpioo%<WpH3

M ^Wpi20%

ИИК№№6, 10, 11

TT-0,2S; ТН-0,5; Сч-0,28

1,0

±1,5

±1,5

±1,2

±1,2

±1,2

0,8

не норм.

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,5

не норм.

±2,7

±2,2

±2,1

±2,1

ИИК №№ 1, 7-9 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58

1,0

не норм.

не норм.

±2,3

±1,8

±1,7

0,8

не норм.

не норм.

±3,3

±2,2

±2,1

0,5

не норм.

не норм.

±5,7

±3,3

±2,9

ИИК №№2-5

ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28

1,0

не норм.

не норм.

±2,0

±1,4

±1,3

0,8

не норм.

не норм.

±3,1

±1,9

±1,7

0,5

не норм.

не норм.

±5,6

±3,1

±2,6

№ ИИК

Реактивная электроэнергия

знач.

COS(p

§Wq2-5, [%] для диапазона Wq2%<Wq„3m <Wq5%

§Wq5-20, [%] для диапазона Wq5«.;<Wqh3m <Wq20%

Swq20-100, [%] для диапазона Wq20%<

<Mqwo%

§Wq 100-120, [%] для диапазона Wqioo%< Wqh3m <Wq|2o%

ИИК №№ 6, 10, 11 TT-0,2S; ТН-0,5; Сч-0,2S

1,0

-

-

-

-

0,8

±4,0

±3,7

±3,6

±3,6

0,5

±3,6

±3,3

±3,3

±3,3

ИИК №№ 1, 7-9 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58

1,0

-

-

-

-

0,8

не норм.

±5,6

±4,2

±3,9

0,5

не норм.

±4,2

±3,6

±3,5

ИИК №№ 2-5 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28

1,0

-

-

-

-

0,8

не норм.

±5,4

±4,0

±3,7

0,5

не норм.

±4,0

±3,5

±3,3

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. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго»:

• напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2) 1ном, cos<p=0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) Ю.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго»:

• напряжение питающей сети (0,9...1,1) -Uhom, сила тока (0,01 ...1,2) 1ном для ИИК № 10-11; сила тока (0,05... 1,2) Гном для ИИК№ 1-9;

температура окружающей среды:

• от минус 40 до плюс 45 °C для счетчиков электрической энергии;

• трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

лист № 9

Всего листов Ц

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323-05 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена терминала связи на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в Филиале ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» -«Астраханьэнерго» измерительных компонентов:

• счетчиков электроэнергии А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

• УСВ-1 - средне время наработки на отказ не менее 35000 часов;

• резервирование питания в АИИС КУЭ осуществляется при помощи источников бесперебойного питания (ИБП), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС КУЭ при скачкообразном изменении или пропадании напряжения.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 7 суток;

• для сервера Тв < 1 час;

• для УСВ-1 Тв < 1 суток.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• данные ТТ о средних значениях фазных токов за тридцать минут хранятся в долговременной памяти электросчетчиков и передаются в базу данных ИВК;

• данные TH обеспечены журналом автоматической регистрации событий;

• снижение напряжения по каждой из фаз А, В, С ниже уставок;

• исчезновение напряжения по всем фазам;

• восстановление напряжения;

• панели подключения к электрическим интерфейсам электросчетчиков защищены механическими пломбами;

• программа параметрирования электросчетчиков имеет пароль;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• пароль на счетчике.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• в УСВ-1 (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - 30 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго». Методика поверки». МП 765/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счетчик А1800 - по документу МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМ в 2006 г;

- УСВ-1 - по документу ВЛСТ 221.00.000МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 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 со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °C, цена деления 1 °C.

лист № 11

Всего листов 11

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика выполнения измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго».

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 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 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

Развернуть полное описание