Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 3-я очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 56178-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва |
56178-14: Описание типа СИ | Скачать | 108.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56178-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 3-я очередь |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 27 п. 34 от 17.01.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 56178-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
56178-14: Описание типа СИ | Скачать | 108.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05) и технических средств приема-передачи данных.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, зав. № 825), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) № 1 - 5, 7 состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
ИК № 6 состоит из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (для ИК № 6 сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно через GSM-модем на ИВК), 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 (сервер БД), а также отображение информации по подключенным устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Результаты измерений передаются с сервера ОАО «ТГЭС» на сервер ОАО «Тульская энергосбытовая компания» (ОАО «ТЭК») в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0.
На сервере ОАО «ТЭК» создаются электронные документы, подписанные электронноцифровой подписью (ЭЦП). Отправка электронных документов в ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ОАО «ТЭК».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-1 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/ИВК более чем на ± 1 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
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 используется ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят программные модули, 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
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Наименование файла |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
ПО «Пирамида 2000» |
Не ниже Версии 20 |
52e28d7b608799bb3ccea41 b548d2c83 |
Metrology.dll |
MD5 |
- Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов.
- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,
Лист № 3
Всего листов 11 нормированы с учетом ПО.
- Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
1—к |
1—к |
Номер ИК в соответствии с однолинейной схемой |
Канал измерений |
Состав 1 -ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК. | ||||||
ПС 110/10/6 кВ №41 «Перекоп», 1 с.ш. 10 кВ, ф.ЗЗ |
10 |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | ||||||||
Счетчик |
TH |
тт |
иэ |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Состав l-oro уровня АИИС КУЭ | |||||
Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 38394-08 |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 №32139-11 | ||||||||
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
-U |
Обозначение, тип | ||
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю |
ТОЛ-СЭЩ-Ю |
ТОЛ-СЭЩ-Ю | |||||||
0808111934 |
00598-11 |
29956-11 |
29957-11 |
29987-11 |
С/1 |
Заводской номер | ||||
6000 |
о |
Ктт'Ктн'Ксч | ||||||||
СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01889 |
о |
УСПД | ||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
00 |
Наименование измеряемой величины | ||||||||
Активная Реактивная |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | ||||||||
±1,2 ±2,5 |
1—к О |
Основная относительная погрешность ИИК (± 6), % | ||||||||
±5,8 ±4,4 |
1—к 1—к |
Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), % |
S >£ л о Я S л
S
н л И ЕЕ S >£ л о Я S л
И м ■о
Я н л ■о S <1 н S я S
W о О
о
й к о н о
to
IO'
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 | ||
2 |
ПС 110/10/6 кВ №41 «Перекоп», 2 с.ш. 10 кВ, ф.32 |
н н |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 32139-11 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30152-11 |
о о о о |
СИКОН С70 № 28822-05 Зав. № 01889 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,8 ± 4,4 |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30116-11 | ||||||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
29977-11 | ||||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
00599-11 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0808112368 | |||||||||
3 |
ПС 110/10/6 кВ №41 «Перекоп», 1 с.ш. 10 кВ, ф.35 |
н н |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 32139-11 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
28821-11 |
о о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,8 ± 4,4 | |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30729-11 | ||||||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30086-11 | ||||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
00598-11 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0808111856 | |||||||||
4 |
ПС 110/10/6 кВ №41 «Перекоп», 2 с.ш. 10 кВ, ф.34 |
н н |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 32139-11 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
29958-11 |
о о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,8 ± 4,4 | |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
29946-11 | ||||||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30159-11 | ||||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
00599-11 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0808111884 |
О |
о |
С/1 |
1—к | ||||||||||||||||
ПС 110/35/6 №52 Медвенка, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6 |
ВЛ 6 кВ от ПС 110/35/6 №52 Медвенка, 2 с.ш. 6 кВ, ф. Плехановский, отпайка на ТП №34 6/0,4 кВ |
ПС 110/10/6 кВ №218 «Южная», 4 с.ш. 10 кВ, ф.44 |
IO | ||||||||||||||||
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||
Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 38394-08 |
Kt = 0,5S Ктт = 150/5 № 15128-07 |
Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 23345-07 |
Кт = 0,5 Ктн = бооол/з/1 оол/з №23544-07 |
Кт = 0,5 Ктт = 30/5 № 15128-07 |
Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
Кт = 0,5 Ктн= юооол/злоол/з № 35956-07 |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 №32139-11 | |||||||||||
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
О W > |
О |
W |
> |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
-U |
НАЛИ-СЭЩ-6-1-У2 |
ТОЛ-Ю-1-8У2 |
ТОЛ-Ю-1-8У2 |
ТОЛ-Ю-1-8У2 |
ЗНОЛП-6У2 |
ЗНОЛП-6У2 |
ЗНОЛП-6У2 |
ТОЛ-Ю-1-2У2 |
ТОЛ-Ю-1-2У2 |
ТОЛ-Ю-1-2У2 |
ЗНОЛ-СЭЩ-Ю |
ЗНОЛ-СЭЩ-Ю |
ЗНОЛ-СЭЩ-Ю |
ТОЛ-СЭЩ-Ю |
ТОЛ-СЭЩ-Ю |
ТОЛ-СЭЩ-Ю | ||||
0812122075 |
09595-11 |
21676 |
21675 |
21674 |
15723029 |
3005719 |
3005765 |
3005757 |
17697 |
18584 |
18581 |
0805113344 |
02043-11 |
02044-11 |
01994-11 |
19487-11 |
19420-11 |
19410-11 |
С/1 |
1800 |
360 |
6000 |
о | ||||||||||||||||
СИКОН С70 № 28822-05 Зав. № 01688 |
- |
СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01863 |
о | ||||||||||||||||
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
00 | ||||||||||||||||
Активная Реактивная |
Активная Реактивная |
Активная Реактивная | |||||||||||||||||
±1,2 ±2,5 |
±1,2 ±2,5 |
±1,2 ±2,5 |
1—к О | ||||||||||||||||
±5,2 ±4,1 |
±5,8 ±4,4 |
±5,8 ±4,4 |
1—к 1—к |
Продолжение таблицы 2
td о о
о
к о н о to
IO'
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (23 ± 2) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до 50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 40 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Тулгорэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток;
• электросчетчик типа Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 150 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток;
• устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 24 ч.
Надежность системных решений:
• защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
• журнал событий счетчика:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике.
• журнал событий ИВКЭ:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- включение и выключение УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- сервера;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при хранении и передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 9
Всего листов 11
Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь
Наименование |
Количество |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
15 шт. |
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2У2 |
3 шт. |
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-8У2 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-10-1 |
2 шт. |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6У2 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6-1-У2 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
6 шт. |
Счетчик электрической энергии трехфазный статический «Меркурий 230» |
1 шт. |
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 |
3 шт. |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 |
1 шт. |
Контроллер СИКОН ТС65 |
1 шт. |
Сервер на базе «ИКМ-Пирамида» |
1 шт. |
АРМ оператора |
1 шт. |
Методика поверки |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 56178-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии трехфазных статических «Меркурий 230» - в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
- контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - в соответствии с
документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом
«Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки
ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.04 г.;
- средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
5. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
6. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
7. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
8. Эксплуатационная документация на систему автоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.