Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Благодарная"
| Номер в ГРСИ РФ: | 56448-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 56448-14: Описание типа СИ | Скачать | 123.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Благодарная» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 56448-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Благодарная" |
| 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 106 п. 17 от 12.02.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 56448-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 56448-14: Описание типа СИ | Скачать | 123.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Благодарная» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) классов точности 0,2; 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (зав. № 000760), устройство синхронизации времени типа yCCB-35HVS (далее по тексту - УССВ), коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации времени типа УССВ-35HVS; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 с учетом коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±1 секунды.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически УССВ, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов УСПД выполняется ежесекундно.
В ИВК также используются УССВ, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ±1 секунды.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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 используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентифика-ционные признаки |
Значение | |||||
|
Идентификацион-ное наименование ПО |
Программа-планировщик |
Драйвер ручного опроса |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Драйвер работы с БД |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v. 11.07. 01.01 |
v. 11.07. 01.01 |
v. 11.07. 01.01 |
v. 11.07. 01.01 |
v. 11.07. 01.01 |
v. 11.07. 01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
7e87c28fdf5ef 99142ad5734e e7595a0 |
a38861c5f25e 237e79110e1 d5d66f37e |
e8e5af9e56eb7d94d a2f9dff64b4e620 |
0ad7e99fa26724 e65102e215750 c655a |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c |
b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 | |||||
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 330 кВ «Благодарная» | ||||||
|
4 |
ВЛ 110 кВ Благодарная -Ставропольская 110 (Л - 154) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=400/1 Зав. № 5914; 5911; 5909 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 20233; 20565; 20550 Рег. № 1188-76 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003536 Рег. № 14555-95 |
RTU-325 зав. № 000760 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная |
|
7 |
ОМВ 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Зав. № 10425; 10412; 10430 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 20386; 20553; 20549 Рег. № 1188-76 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01010351 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Благодарная -Александрия (Л - 256) |
ТФЗМ-110Б-1У1 класс точности 0,2 Ктт=1000/1 Зав. № 10280; 10245; 10241 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 20233; 20565; 20550 Рег. № 1188-76 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003493 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Благодарная -Благодарная 110 (Л - 255) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=400/1 Зав. № 5910; 5913; 5912 Нужно исправить номер ТНРег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 20386; 20553; 20549 Рег. № 1188-76 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003337 Рег. № 14555-95 |
RTU-325 зав. № 000760 Г осреестр № 37288-08 |
активная реактивная |
|
10 |
Вл 10 кВ Ф - 402 Благодарная 110 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 5756; 5605 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 606 Рег. № 11094-87 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003673 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
9 |
Ф - 612 |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=200/5 Зав. № 2338; 1175 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10 класс точности 0,2 Ктн=10000/100 Зав. № 606 Рег. № 11094-87 |
A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003629 Рег. № 14555-02 |
активная реактивная | |
|
8 |
ФПГ - 101 (ПГ Л - 110) |
ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 8285; 7352 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000008 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003566 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная |
Примечания:
Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Благодарная» как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
4, 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,051н1 |
1,8 |
2,2 |
2,5 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
|
0,05Ih1 < 11 < 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,2 |
1,5 |
1,7 | |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
|
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
1,2 |
1,5 |
1,7 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 | |
|
5 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
1,2 |
1,4 |
1,5 |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,0 |
1,1 |
1,1 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
0,9 |
1,0 |
1,1 | |
|
10, 9 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
1,1 |
1,4 |
1,6 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,0 |
0,9 |
1,1 |
1,2 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % | ||||
|
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4, 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,02Ihi < 11 < 0,051н1 |
5,1 |
4,1 |
5,6 |
4,5 |
|
0,05Ihi < 11 < 0,2Ihi |
3,1 |
2,5 |
3,3 |
2,7 | |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
2,0 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
1,9 | |
|
7, 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
5,6 |
4,4 |
5,7 |
4,5 |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
3,0 |
2,4 |
3,1 |
2,5 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
2,3 |
1,8 |
2,4 |
1,9 | |
|
5 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
2,5 |
2,1 |
2,8 |
2,3 |
|
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,7 |
1,4 |
1,9 |
1,6 | |
|
1н1 < 11 < 1,21н1 |
1,5 |
1,3 |
1,7 |
1,4 | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10, 9 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
5,5 |
4,3 |
5,6 |
4,4 |
|
0,21н1 < Ii < 1н1 |
2,8 |
2,2 |
2,9 |
2,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,0 |
1,6 |
2,1 |
1,7 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso 1,0 нормируется от 11%,
а погрешность измерений 51(2)%Р и 51(2)%Q для coso<1,0 нормируется от 12%;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности coso - температура окружающей среды, °С - частота, Гц |
от 99 до 101 от 100-до 120 0,87 от +21 до +25 (50±0,15) |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности coso - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения У СПД, °С - частота, Гц |
от 99 до 101 от 5 до 120 0,8 - 1,0 от -30 до +35 от +10 до +30 от 0 до +50 (50±0,4) |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 48 100000 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее |
45 5 |
Продолжение таблицы 5
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;
- счетчик типа АЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Благодарная» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* |
6 |
|
Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б |
6 |
|
Трансформаторы тока ТЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор напряжения однофазный масляный НКФ-110-57 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 |
1 |
|
УССВ-35HVS |
1 |
|
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА |
7 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56448-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Благодарная». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков типа АЛЬФА -по методике поверки с помощью установок МК6800,
МК6801 или образцового ваттметра-счетчика ЦЭ6802;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью и проведение поверки отдельных измерительных каналов.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
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»
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Благодарная».
Смотрите также
