Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шахта «Есаульская», Шахта «Кушеяковская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ выполнена на основе ПТК «ЭКОМ» (Госреестр № 19542-05) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительно-информационные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09), приемник сигналов точного времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер, АРМ (автоматизированное рабочее место), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- 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);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в спе
циализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передачу результатов измерений ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» -
РДУ в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 10
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
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 временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
УСПД по проводным линиям связи и по каналам GSM считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер с периодичностью один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят приемник сигналов точного времени, счетчики электроэнергии, УСПД, сервер.
Синхронизация времени УСПД от приемника точного времени происходит ежесекундно.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±3 с.
Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД, ПО АРМ.
Программные средства СБД уровня ИВК включают операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации (MS Office), ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПК "Энергосфера".
Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО "Энергосфера".
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 10
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в
ИВК АИИС КУЭ
| Наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК "Энергосфера" | PSO.exe | 6.4.84.2334 | D8F4A02E01EB0A08CE93F 4C86A81109E | MD5 |
| Центр экспор-та/импорта ПТК «ЭКОМ» | Expimp.exe | 6.4.152.2925 | DC319820725AE90CE5A3B 26C59988B09 |
ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр СИ в составе ПТК "ЭКОМ" (Госреестр № 19542-05).
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №5 | ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 №02220, №37176 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3890 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 №807113729 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 2 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №13 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 №90005, №90045 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3890 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588570 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №19 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 №2368, №2863 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3890 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588425 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 4 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №23 | ТПОЛ-10 800/5 Кл. т. 0,5 №29647, №32272 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3890 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588481 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 5 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №6 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 №16362, №55297 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3677 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588402 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 6 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №16 | ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 №2368, №2863 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3677 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588432 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 7 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №20 | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 №2366, №2868 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3677 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 №0807113705 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 8 | ПС 110/6 кВ "Курегешская-1"; РУ-6 кВ; яч. №24 | ТПОЛ-10 800/5 Кл. т. 0,5 №24451, №32067 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 №3677 Госреестр № 380-49 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588414 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 9 | Панель ввода 110 кВ Т-1 ПС 110/6,6/6,3 кВ "Есаульская-5" | ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 №24346 №24178 №24343 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-83У1 110000/100 Кл. т. 0,5 №49250, №25276, №49223 Госреестр № 922-54 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588636 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082295 Госреестр № 17049-09 |
| 10 | Панель ввода 110 кВ Т-2 ПС 110/6,6/6,3 кВ "Есаульская-5" | ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 №24269 №24235 №24241 Госреестр № 2793-71 | НКФ-110-83У1 110000/100 Кл. т. 0,5 №48684, №48713, №48712 Госреестр № 922-54 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588384 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082293 Госреестр № 17049-09 |
| 11 | ПС 110/6,6/6,3 кВ "Есауль-ская-5"; ЗРУ-6,3 кВ; яч. 131 | ТПЛ-10У3 200/5 Кл. т. 0,5 №87454, №44517 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 №РКХУ Госреестр № 02611-70 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588524 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082293 Госреестр № 17049-09 |
| 12 | ПС 110/6,6/6,3 кВ "Есауль-ская-5"; ЗРУ-6,3 кВ; яч. 132 | ТПЛ-10У3 ТПЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 №26580, №57325 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 №РККХ Госреестр № 02611-70 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588378 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082293 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ПС 110/6,6/6,3 кВ "Есауль-ская-5"; ЗРУ-6,3 кВ; яч. 112 | ТПЛ-10У3 200/5 Кл. т. 0,5 №44779, №44012 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл. т. 0,5 №РКХУ Госреестр № 02611-70 | МТ-831 Кл. т. 0,5S/1,0 №35588382 Госреестр № 32930-06 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082293 Госреестр № 17049-09 |
| 14 | ТП 6/0,4 кВ "Резервная скважина", РУ-0,4 кВ | ТШП-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S №3088000 №3088004 №3087994 Госреестр № 47957-11 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 №0809130240 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Зав. № 10082293 Госреестр № 17049-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 51(2)%, I1(2)— 1изм< I 5 % | 55 %, I5 %—1изм<1 20 % | 520 %, I20 %—1изм<1100% | 5100 %, I100 %—1изм<1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 13 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| 14 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,9 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 51(2)%, I1(2)— 1изм< I 5 % | 55 %, I5 %—1изм<1 20 % | 520 %, I20 %—1изм<1100% | 5100 %, I100 %—1изм<1120% |
| 1 - 13 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,4 | ±5,2 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,7 | ±4,1 | ±3,8 |
| 0,7 | - | ±5,0 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | - | ±4,4 | ±3,5 | ±3,4 |
| 14 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,3 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 |
Лист № 7
Всего листов 10 Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от 12%.
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 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ 1 - 14;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. 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 1. 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.
9. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик электроэнергии МТ - среднее время наработки на отказ не менее 1,7-106 часов;
- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД 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, 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 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств 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 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 9 шт |
| 2 Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 шт |
| 3 Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 шт |
| 4 Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 шт |
| 5 Трансформатор тока | ТПЛ-10У3 | 5 шт |
| 6 Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 шт |
| 7 Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 шт |
| 8 Трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 | 6 шт |
| 9 Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66У3 | 2 шт |
| 10 Счетчик электроэнергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 шт |
| 11 Счетчик электроэнергии | МТ-831 | 11 шт |
| 12 Счетчик электроэнергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 1 шт |
| 13 Устройство сбора и передачи данных (УСПД) | ЭКОМ-3000 | 2 шт |
| 14 GSM-модем | PGC | 7 шт |
| 15 Сервер | DELL Power Edge R 710 | 1 шт |
| 16 Операционная система | Windows Server 2003 R2 | 1 шт |
| 17 Мобильный АРМ | Переносной ПК | 1 шт |
| 18 АРМ диспетчера | DEPO Neos 610MD | 1 шт |
| 19 Специализированное ПО | ПО ПК «Энергосфера» | 1 шт |
| 20 Методика поверки | 1770/551-2013 | 1 шт |
| 21 Паспорт - формуляр | ЭНММ.422231.008.ФО | 1 шт |
Поверка
осуществляется по документу МП 1770/551-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шахта «Есаульская», Шахта «Кушеяковская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - 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 декабре 2007 г.;
- для счётчиков МТ - по документу «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденному СНИИМ в июне 2008 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шахта «Есаульская», Шахта «Кушеяковская» ОАО «ОУК «Южкузбассуголь». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений №54-01.00203-2013 от 25.11.2013.
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
Осуществление торговли и товарообменных операций.
