Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «СевероКавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации оптового рынка электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 19832001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Моздок HP ProLiant DL180G6, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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 преобразуют 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 через GSM-сеть поступает на уровень ИВК регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межма-
шинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-модем Tel-eofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК (сервера СД и сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Часы сервера БД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы сервера СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера СД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b2190 65d63da949114da e4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeak-age.dll | 3 | b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13 2f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b15 6a0fdc27e1ca480a c | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799b b3ccea41b548d2c 83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b73726 1328cd77805bd1b a7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66 494521f63d00b0d 9f | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f4 8 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd 3215049af1fd979f | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | Syn-chroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc 23ecd814c4eb7ca 09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1e 75 | 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».
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.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № п/п | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г. Грозный, объект №1 |
| 1 | 1 | КРУН-10кВ (К-123) на отпайке (О-IIА) от ВЛ-10кВ Ф-3, опора № 26 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 08141 08 Зав. № 0809608 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 386 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122143 | HP ProLiant DL180G 6 Зав. № GB8817L 6B9 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 2 | 2 | ПКУ-10кВ на отпайке(О-III) от ВЛ-10кВ Ф-3, опора №137 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 4712 Зав. № 4753 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:^3 Зав. № 43341 Зав. № 43321 Зав. № 43349 | Меркурий 230 ART-00 PQR-SIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10181100 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 |
| 3 | 3 | ПКУ-10кВ на отпайке(О-II) от ВЛ-10кВ Ф-3, опора №161 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 4719 Зав. № 4710 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:^3 Зав. № 2381 Зав. № 43281 Зав. № 43273 | Меркурий 230 ART-00 PQR-SIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 11088065 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,5 | ±3,3 ±5,7 |
| 4 | 4 | ПС 35/10кВ «с.Новотерское» («Калиновская»), РУ-10кВ, I с.ш. 10кВ, яч. ВЛ-10кВ Ф-1 на отходящем фидере Ф-1 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 3246 Зав. № 3249 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7499 Зав. № 4859 Зав. № 900 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122019 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| г. Грозный, объект №2 |
| 5 | 1 | ПС 110/35/10 кВ «Восточная», РУ-35кВ, I с.ш.-35 кВ, в ячейке отходящего фидера на ВЛ-35кВ Л-№79 | ТФЗМ 35E-I У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 34949 Зав. № 34847 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 35000:^3/ 100:^3 Зав. № 19156 Зав. № 19289 Зав. № 19201 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803121191 | HP ProLiant DL180G 6 Зав. № GB8817L 6B9 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 6 | 2 | ПС 35/6кВ «Петропавловская», РУ-35кВ, II с.ш.- 35 кВ, в ячейке отходящего фидера на ВЛ-35кВ Л-№493 | ТФЗМ-35Б Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 6599 Зав. № 6588 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 134 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122090 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение Таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г. Грозный, объект №3 |
| 7 | 1 | ПС 35/10кВ «Борзой», Шкаф СН 0,4кВ, ввод 0,4кВ тр-ра ТСН-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 05051129 Зав. № 05051128 Зав. № 05051127 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120848 | HP ProLiant DL180G 6 Зав. № GB8817L 6B9 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,3 ±5,6 |
| 8 | 2 | ПС 35/10кВ «Борзой», РУ-10кВ, I с.ш. 10кВ, яч. №3 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 17426 Зав. № 16156 Зав. № 17314 | НАМИТ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0703 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122185 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 9 | 3 | ПС 35/10кВ «Борзой», РУ-10кВ, II с.ш. 10кВ, яч. №13 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 14488 Зав. № 15000 Зав. № 14442 | НАМИТ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1002 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122076 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 10 | 4 | ПС 35/10кВ «Борзой», Шкаф СН 0,4кВ, ввод 0,4кВ тр-ра ТСН-2 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 05051132 Зав. № 05051131 Зав. № 05051130 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120766 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,3 ±5,6 |
| 11 | 5 | ТП 5-8 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1, яч. №3 | ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 44514 Зав. № 59854 Зав. № 62840 | _ | Меркурий 230 ART-03 PQR-SIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 10170769 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 |
| 12 | 6 | ТП 5-8 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2, яч. №13 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 03027791 Зав. № 03027792 Зав. № 03027793 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120809 | Активная Реактивная | ±1,0 ±2,1 | ±3,2 ±5,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 - 1,02) ином; ток - (1 - 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 (0,05) 1ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена сервера СД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230 ART-00 PQRSID - среднее время наработки на от
каз не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 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;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Госреестр № | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10 | 32139-11 | 2 |
| Трансформатор тока типа ТЛО-10 | 25433-11 | 4 |
| Трансформатор тока типа ТПОЛ-10 | 1261-08 | 2 |
| Трансформатор тока типа ТФЗМ-35Б-1 У1 | 26419-08 | 2 |
| Трансформатор тока типа ТФЗМ-35Б | 49584-12 | 2 |
| Трансформатор тока типа Т-0,66 | 17551-06 | 6 |
| Трансформатор тока типа ТЛК-10 | 9143-06 | 6 |
| Трансформатор тока типа ТШП-0,66 У3 | 44142-11 | 3 |
| Трансформатор тока типа ТШП-0,66 | 37610-08 | 3 |
| Трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| Трансформатор напряжения типа ЗНОЛП-ЭК-10 | 40014-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения типа НОМ-10-66 | 4947-98 | 3 |
| Трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65 У1 | 912-07 | 3 |
| Наименование | Госреестр № | Кол-во, шт. |
| Трансформатор напряжения типа НАМИ-35 УХЛ1 | 19813-09 | 1 |
| Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-1 | 16687-07 | 2 |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 6 |
| Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART | 23345-07 | 3 |
| Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 46634-11 | 3 |
| Методика поверки | _ | 1 |
| Формуляр | _ | 1 |
| Руководство по эксплуатации | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 52347-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки"
• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
• Меркурий 230 ART - по документу "Методика поверки" АВЛГ.411152.021 РЭ1;
• ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по экусплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1;
• УСВ-2 - по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
• 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Северо-Кавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3)
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.
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия
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.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «СевероКавказский» ОАО «Оборонэнерго», г. Грозный, объект №1; г. Грозный, объект №2; г. Грозный, объект №3).
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
