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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каустик"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 136 п. 19 от 13.02.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) ОАО «Каустик», сервер баз данных (СБД) ОАО «Каустик», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.

В качестве ССД и СБД используются серверы Supermicro 6015B-URB (Зав. № S6025BU27A03485, S6025BU27A03486), установленные в ОАО «Каустик».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) 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;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники 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 календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий АИИС КУЭ.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по информационным линиям связи интерфейса RS-485 (основной канал связи) либо по беспроводному GSM/GPRS каналу (резервный канал связи) с использованием каналообразующей аппаратуры поступает в сервер сбора данных (ССД), где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации.

СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени - GPS-приемником, входящим в состав УСВ-1 (Госреестр № 28716-05). Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1.

Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ±1,0 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журнале событий сервера.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 32Bit ) и СБД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 64Bit ) АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового

ПО «Пирамида 2000 сервер»

20.01\2010\С-

300 версия 3.0 от 09.09.2011 А7*3218036

общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

Версия 3.0

52E28D7B-608799BB-

3CCEA41B-548D2C83

MD5

модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

6F557F88-5B7737261-

328CD778-05BD1BA7

модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

48E73A92-83D1E664-

94521F63-D00B0D9F

модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

C391D642-71ACF405-

5BB2A4D3-FE1F8F48

модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

ECF53293-5CA1A3FD-3215049A-F1FD979F

модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

1EA5429B-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75

модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

E55712D0-B1B21906-

5D63DA94-9114DAE4

модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

B1959FF7-0BE1EB17-

C83F7B0F-6D4A132F

модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

D79874D1-0FC2B156-

A0FDC27E-1CA480AC

модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

530D9B01-26FCDC2-

3ECD814C-4EB7CA09

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Лист № 4

Всего листов 10

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав измерительно-информационных каналов

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

Компрессор 4ДТК

ТОЛ -10-1-М-4

Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 28008 Зав. № 28009 Зав. № 28124

Госреестр № 47959-11

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8641

Госреестр № 20186-05

СЭТ4-ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125143 Госреестр № 36697-08

Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486

активная реактивная

2

яч. № 30 РП-14 10 кВ

ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28377 Зав. № 28378 Зав. № 28242 Госреестр № 47959-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05

СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125045 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

3

яч. № 24 РП-14 10 кВ

ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28236 Зав. № 28237 Зав. № 28238 Госреестр № 47959-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05

СЭТ4-ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125001 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

4

яч. № 23 РП-14 10 кВ

ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28233 Зав. № 28234 Зав. № 28235 Госреестр № 47959-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05

СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125015 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

П

родолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

5

яч. № 5 ТП-14 10 кВ

ТОЛ -10-1-7

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28239 Зав. № 28240 Зав. № 28241

Госреестр № 47959-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8624 Госреестр № 20186-05

СЭТ4-ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125053 Госреестр № 36697-08

Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486

активная реактивная

6

яч. № 6 ТП-14 0,4 кВ

ТШЛ 0,66-П-У2

Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2524

Зав. № 2525

Зав. № 2526 Госреестр № 47959-11

-

СЭТ4-ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809120801 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

7

яч. № 10 ТП-14 0,4 кВ

ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2521 Зав. № 2522 Зав. № 2523

Госреестр № 47959-11

-

СЭТ4-ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809121065 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

8

яч. № 17 ТП-14 0,4 кВ

ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2527 Зав. № 2528 Зав. № 2529

Госреестр № 47959-11

-

СЭТ4-ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809120744 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

9

яч. № 18 ТП-14 0,4 кВ

ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 2530 Зав. № 2531 Зав. № 2532

Госреестр № 47959-11

-

СЭТ4-ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812121730 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

10

Ввод 1 РУ-10 кВ ООО "Прак-сайр Волгоград"

LZZBJ9-12

Кл. т. 0,2S 1250/5 Зав. № 100311562 Зав. № 100311566 Зав. № 100311563

Госреестр № 35681-07

JDZXR-10C

Кл. т. 0,2 (10000/>/3)/(100Л/3) Зав. № 081120430 Зав. № 090720526 Зав. № 090720523

Госреестр № 35675-07

СЭТ4-ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 803111503

Госреестр № 36697-08

активная реактивная

П

родолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

11

Ввод 2 РУ-10 кВ ООО "Прак-сайр Волгоград"

LZZBJ9-12

Кл. т. 0,2S 1250/5 Зав. № 100311564 Зав. № 100311565 Зав. № 100312777

Госреестр № 35681-07

JDZXR-10C

Кл. т. 0,2 (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 081120435 Зав. № 081120433 Зав. № 090120370

Госреестр № 35675-07

СЭТ4-ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 803111611

Госреестр № 36697-08

Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной активной электрической энергии в

АИИС

погрешности ИИК при измерении рабочих условиях эксплуатации КУЭ

§5 %, I1(2) %^ Кзм< I 5 %

§5 %, I5 %^ 1изм< I 20 %

§20 %, I 20 %^ 1изм< I 100 %

§100 %, I100 %^ 1цзм- I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,9

±2,5

±2,0

±2,0

0,5

±5,7

±3,4

±2,6

±2,6

6 - 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S)

1,0

±2,4

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,3

±2,0

±1,6

±1,6

0,7

±3,8

±2,3

±1,8

±1,8

0,5

±5,6

±3,2

±2,3

±2,3

10, 11

(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§5 %, I1(2) %^ 1изм< I 5 %

§5 %, I5 %^ 1изм< I 20 %

§20 %, I 20 %^ 1изм< I 100 %

§100 %, I100 %^ 1цзм- I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±7,4

±5,2

±4,6

±4,2

0,8

±5,7

±4,5

±3,8

±3,8

0,7

±5,0

±4,2

±3,6

±3,6

0,5

±4,4

±3,9

±3,4

±3,4

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

6 - 9 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S)

0,9

±7,3

±5,0

±4,4

±4,0

0,8

±5,6

±4,3

±3,6

±3,6

0,7

±4,9

±4,1

±3,5

±3,5

0,5

±4,3

±3,8

±3,3

±3,3

10, 11 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

±4,2

±2,1

±1,5

±1,4

0,8

±3,1

±1,7

±1,2

±1,2

±2,9

±1,6

±1,1

±1,1

0,5

±2,6

±1,4

±1,1

±1,1

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для со8ф<1,0 нормируется от I2%..

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК №№ 1 - 11

- температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до плюс 25 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 524252005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электроэнергии СЭТ4-ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;

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

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 114 суток; при отключении питания -не менее 40 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТОЛ -10-1-М-4

3

Трансформатор тока

ТОЛ -10-1-7

12

Трансформатор тока

ТШЛ 0,66-П-У2

12

Трансформатор тока

LZZBJ9-12

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

4

Трансформатор напряжения

JDZXR-10C

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ4-ТМ.03М

2

Счётчик электрической энергии

СЭТ4-ТМ.03М.01

5

Счётчик электрической энергии

СЭТ4-ТМ.03М.09

4

Продолжение таблицы 4

1

2

3

GSM-модуль передачи данных

OnCell 3251

1

GSM-модуль передачи данных

OnCell 2151I

2

Сервер

Supermicro Super server 6025B-URB

2

Источник бесперебойного питания

APC BackUps 500

6

Источник бесперебойного питания

APC SMART- UPS XL 3000VA

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Специализированное программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000 Сервер C-300»

1

Методика поверки

МП 1570/550-2013

1

Паспорт-формуляр

20-5595-024-13-

АИС.ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1570/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2013 года.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- для ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (Госреестр № 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 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Каустик» 20-5595-024-13-АИС.МИ

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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 Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание