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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш")

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 235 п. 03 от 13.04.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46109
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

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 - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и 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 - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УСВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО).

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, 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 справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организа-

Лист № 2

Всего листов 10 ции осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД СИКОН С70 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») используется ПО "Пирамида" версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида" 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".

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

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

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

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

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

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее 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

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

№ п/п

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «Бежецксельмаш»

1

ПС 110/10 кВ "Сельмаш"; РУ-10 кВ; с.ш. 10 кВ; яч.3 ИК №1

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 2815; Зав. № 235

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4909

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 607112289

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

2

ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.6 ИК №2

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 100/5

Зав. № 6464;

Зав. № 5400

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 609111461

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

3

ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.20 ИК №3

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 8676; Зав. № 9443

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111878

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

4

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш.

6 кВ яч. 606 ИК №4

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 200/5

Зав. № 9337;

Зав. № 9433

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812110682

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш.

6 кВ яч. 614 ИК №5

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7565; Зав. № 8392

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120479

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш. 6 кВ яч. 602

ИК №6

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7419; Зав. № 7338

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812112539

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

7

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш.

6 кВ яч. 628 ИК №7

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 6456; Зав. № 9261

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120507

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

8

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ яч. 622

ИК №8

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 9228; Зав. № 7126

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114166

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

9

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ яч.30 фид 1033

ИК №9

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 96256; Зав. № 82564

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114331

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

10

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ яч.12 фид 1009 ИК №10

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7126; Зав. № 01775

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114209

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ОАО «Исток»

11

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 1 ИК №11

ТТЭ-100

Кл. т. 0,5 1500/5

Зав. № 005;

Зав. № 006;

Зав. № 007

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110135

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

12

ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 2

ИК №12

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 87098; Зав. № 87088; Зав. № 87129

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110093

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

13

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 1 ИК №13

ТТЭ-100 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 008; Зав. № 009; Зав. № 010

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111129

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

14

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 3 ИК №14

Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 011; Зав. № 012; Зав. № 013

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111248

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

15

РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.2 ИК №15

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 001; Зав. № 002

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 156

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111899

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

16

РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.13 ИК №16

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 003; Зав. № 004

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 014

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111913

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

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. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: 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;

- 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 - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М 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 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6. 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;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-   электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т =

140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, сред

нее 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;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (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;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 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) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») 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

Кол-во, шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10

2

Трансформатор тока ТПЛ-10

10

Трансформатор тока ТПФ-10

10

Трансформатор тока ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока ТТЭ-100

6

Трансформатор тока ТШП-0,66

3

Трансформатор тока Т-0,66

3

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66

5

Трансформатор напряжения НТМИ-6

5

Трансформатор напряжения НАМИ-10

2

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70

Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М

9

Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

7

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 49624-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 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" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки.

• СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.145 РЭ1 Методика поверки.

• УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• 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 ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»).

Лист № 10

Всего листов 10

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. 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 ООО «Энергоснабжение»   (ОАО «Исток»,

ООО «Бежецксельмаш»).

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание