Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Кубаньэнергосбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 53812-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53812-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Кубаньэнергосбыт" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 598 п. 07 от 18.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1565/446-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
53812-13: Описание типа СИ | Скачать | 253.1 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Кубаньэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Имерительные каналы (ИК), АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее - УСПД);
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнерго» и ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнерго» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 121), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных HP ProLiant DL180 G6 (470065-507), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Альфа ЦЕНТР».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза 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 измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
Лист № 2
Всего листов 9 передача результатов измерений в заинтересованные организации;
- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия.
Первичные фазные 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 преобразуются 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 по проводным каналам связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на ИВК «ИКМ-Пирамида», установленную в ЦСОИ ОАО «Кубаньэнерго», по сотовым каналам связи стандарта GSM (в ИК № 3) и по выделенным каналам связи (в ИК № 1, 2, 4), где и хранятся обработанные результаты измерений.
Из ИВК «ИКМ-Пирамида» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» в формате XML 80020 по электронной почте поступает на сервер сбора, установленный в ЦСОИ «Кубаньэнергосбыт», где импортируется в базу данных. В базе данных сервера происходит дальнейшее хранение данных.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), созданную на основе устройств синхронизации времени УСВ-2, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида» и серверу сбора данных АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт». В состав устройства синхронизации времени УСВ-2 входит приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ОАО «Кубаньэнерго». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» с часами УСВ-2 осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» ±2 с. Сличение шкалы времени счетчиков со щкалой времени УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка шкалы времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сервер сбора данных периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ОАО «Кубаньэнергосбыт». Сличение часов сервера с часами УСВ-2 осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ
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 иденти- |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Пирамида 2000. Сервер» 20.02/2010/С -6144 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065d63d a949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c83f7b 0f6d4a132f | ||
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0fdc2 7e1ca480ac | ||
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3ccea4 1b548d2c83 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261328cd7 7805bd1ba7 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e66494521f 63d00b0d9f | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055bb2a4 d3fe1f8f48 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida. dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd321504 9af1fd979f |
Окончание таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Пирамида 2000. Сервер» 20.02/2010/С -6144 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2884f5b 356a1d1e75 | ||
ПО Альфа-ЦЕНТР |
Библиотека метрологически значимой части |
ac_metrology .dll |
12.01 |
3E736B7F380863F44CC8 E6F7BD211C54 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 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 измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО
«Кубаньэнергосбыт» приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт»
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов |
Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС-110/35/10 кВ «Забайкалов-ская» |
ТФНД-110М А № 1452 В №1508 С № 1545 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 |
НКФ-110-57У1 А № 1042474 В № 1042400 С № 1042477 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 11040019 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав.№ 01093 |
Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
2 |
ПС-110/10 кВ «У спенская НПС» ОРУ-110кВ 1 с.ш. |
ТФЗМ-110Б-1У1 А № 46383 С № 46288 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 |
НКФ-110-57У1 А № 1107379 В № 1107365 С № 15534 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0104085590 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав.№ 01090 |
Активная Реактивная |
3 |
ПС 35/10кВ «Маломино» РУ-10 кВ |
ТВК-10 А № 13423 С № 24583 Коэфф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-10 № 75 Коэфф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108078512 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав.№ 03866 |
Активная Реактивная |
4 |
ПС-110/10кВ «Псебай», ВЛ-110 кВ ОРУ 110 кВ, 2 с.ш. |
ТФЗМ-110Б-1У1 А № 24619 В № 11292 С № 24550 Коэфф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 |
НКФ-110-57У1 А № 23290 В № 5850 С № 21561 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0107076181 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав.№ 01092 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО
«Кубаньэнергосбыт»______________________________________________________________
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||
85 %, I5 %— I изм< I 20 % |
820 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
0,9 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,8 | |
0,8 |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 | |
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||
85 %, I5 %— I изм< I 20 % |
820 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
8100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
±6,8 |
±3,9 |
±3,1 |
0,8 |
±4,9 |
±3,0 |
±2,5 | |
0,7 |
±4,1 |
±2,6 |
±2,3 | |
0,5 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,1 |
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:
• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 5 до 25 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,(>Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ '1 - 4
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.
- для УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера от плюс 15 до плюс 30°С.
5. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С;
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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов
• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;
• для УСВ-2 < 2 часа;
• для компьютера АРМ 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, УСПД, 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.
Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:
• - параметрирования;
• - пропадания напряжения;
• - коррекции времени в счетчике и УСПД;
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• ИВК «ИКМ-Пирамида» (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 |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
3 |
1 Трансформатор тока |
ТФНД-110М (Госреестр № 2793-71) |
3 |
2 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 (Госреестр № 2793-88) |
6 |
3 Трансформатор тока |
ТВК-10 (Госреестр № 8913-82) |
2 |
4 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 (Госреестр № 14205-05) |
9 |
5 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 (Госреестр № 831-53) |
1 |
6 Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр № 27524-04) |
4 |
7 ИВК |
ИВК «ИКМ-Пирамида» (Г осреестр № 45270-10) |
1 |
8 Сервер сбора данных |
HP ProLiant DL180 G6 (470065-507) |
1 |
9 Устройство синхронизации времени |
УСВ -2 (Госреестр № 41681-10) |
2 |
10 УСПД |
Контроллер СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05) |
4 |
11 ПО |
«Пирамида 2000» |
3 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
12 ПО |
«Альфа ЦЕНТР» |
3 |
13 Методика поверки |
МП 1565/446-2013 |
1 |
14 Паспорт - формуляр |
ВЛСТ 891.00.000 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1565/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Кубаньэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 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.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.
- для УСПД СИКОН С70 - по документу « Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 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 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 28498-90, 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 (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Кубаньэнер-госбыт» (по точкам поставки в сечениях с ОАО «Ставропольэнергосбыт» и ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго») для оптового рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» (по точкам поставки в сечениях с ОАО «Ставропольэнергосбыт» и ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго»)). ВЛСТ 890.00.000 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.
Лист № 9
Всего листов 9
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.