Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Лаура"
- ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:48006-11
- 21.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Лаура"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2011 |
| Дата протокола | Приказ 5491 от 21.10.11 п.26 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 44160 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура» ( далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПС110 кВ «Лаура», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
- перезапуск АИИС КУЭ;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ПС-110 кВ «Лаура»- участникам оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- 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 (коррекция времени).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 13-ти информационно-измерительных каналов (далее - ИИК ТУ), измерительно-вычислительного комплекса (далее ИВК).
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - «уровень измерительного комплекса точки учета» (уровень ИК), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в
части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС-110 кВ «Лаура»и соответствующие связующие компоненты.
2 -й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВКЭ) АИИС КУЭ, представляет собой совокупность функционально объединенных программных и технических средств, предназначенных для решения задач сбора и обработки результатов измерений, диагностики состояний средств и объектов в пределах одной электроустановки.
Уровень ИВКЭ включает в себя
- аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр АС_РЕ_40;
- УСПД типа RTU - 325T-E2-M4-B8, предназначенное для накопления, обработки информации, поступающей удаленным способом с уровня ИИК ТУ (счетчики) и формирования данных для передачи в автоматическом режиме на вышестоящий уровень;
- устройство синхронизации системного времени (УССВ);
- автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояний средств измерений (СИ) и включающий в себя одно автоматизированное рабочее место персонала (далее -АРМ) АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура», каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ (далее - сервер БД). Функции сервера ИВК выполняет ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Кубанское ПМЭС и ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга.
Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.
На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30минутных интервалов времени.
В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-ИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура».
Информационный обмен между уровнями ИИК ТУ и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ (УСПД), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч,(квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД (АРМ).
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени Метроника-235, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационновычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, УСПД, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более ±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с). Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Таблица 1 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики измерительных компонентов
| №№ ИК, наименование присоединений | Состав измерительного канала | УСПД | Вид электроэнергии | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПС-110 кВ «ЛАУРА» | |||||
| КЛ-110 кВ W1G ПС Псехако №1 ИК № 1 | CTIG-110 Ктт = 250/5 k.t.0,2S 053870 053871 . 053873 | VDGW2-110X Ктн=110000/^3 /100/^3 КТ=0,2; №D700569A | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т.0,28/0,5 № 01204519 | RTU325L- E2-M-B8- IN-D .№ 005315 | Активная реактивная |
| КЛ-110 кВ W2G КПГЭС ИК № 2 | CTIG-110 Ктт =250/5 Кл . т . 0,2S .№ 053872 .№ 053874 .№ 053873 | VDGW2-110X Ктн=110000/^3 /100/^3 КТ=0,2; № D700570A | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т.0,2 S/0,5 № 01204518 | Активная реактивная | |
| КЛ-110 кВ W3G ПС Мзымта ИК № 3 | CTIG-110 KT=0,2S; Ктт=250/5; №053867 .№ 053875 .№ 053876 | VDGW2-110X КТ=0,2; Ктн=110000/^3 / 100/V3 № D700571A | A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т.0,28/0,5 № 01204520 | Активная реактивная | |
| КЛ-110 кВ W4G ПС Псехако №2 ИК № 4 | CTIG-110 KT=0,2S; Ктт=250/5; .№ 053869 .№ 053877 .№ 053868 | VDGW2-110X КТ=0,2; Ктн=110000/^3 / 100/V3 № D700572A | A1802RAL- P4GB-DW-4 KT=0,2S/0,5 № 01204521 | Активная реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ф. "ООО "Г азпроминвест-арена" ИК № 7 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=800/5 № 11372-09 № 11364-09 № 11357-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Кт=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 КТ=0,58/1; № 01204619 | RTU325L-E2-M-B8-IN-D .№ 005315 | Активная реактивная |
| ф. "Лыжный комплекс на 16000 зрителей" ИК № 8 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=300/5 № 10843-09 № 10703-09 № 05488-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1; № 01204616 | Активная реактивная | |
| ф." Очистные сооружения курорта "Роза Хутор" ИК № 9 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10673-09 № 10559-09 № 10588-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Кт=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1; № 01204626 | Активная реактивная | |
| ф. "Фристайл центр" ИК № 10 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10668-09 № 10669-09 № 10672-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Кт=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1; № 01204615 | Активная реактивная | |
| ф. "Трамплин на 1500 мест" ИК № 12 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10654-09 №10656-09 № 10652-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1; № 01204614 | Активная реактивная | |
| ф. ячейка 25 Резерв ИК № 13 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=1000/5 № 10850-09 №10674-09 № 10554-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00231-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1,0; № 01204620 | Активная реактивная | |
| ф. "Трансформ. ПС 10/0.4кВ (I секция)" ИК № 14 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=1500/5 № 10683-09 №10793-09 № 10622-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00231-09 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 KT=0,5S/1,0; № 01204618 | Активная реактивная | |
| ф. "Трансформ. ПС 10/0.4кВ (II секция)" ИК № 15 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=1500/5 № 04849-09 №06297-09 № 10695-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 KT=0,5S/1,0 № 01204618 | Активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ф. ячейка 26 Резерв ИК № 16 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ^^; Ктт=1000/5 № 10663-09 №10551-09 № 10569-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ=0,58/1,0 № 01204621 | RTU325L- E2-M-B8-IN-D № 005315 | Активная реактивная |
| ф."ООО "Альпика-Сервис" ИК № 17 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ^^; Ктт=300/5 № 08192-09 №10799-09 № 05463-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204623 | Активная реактивная | |
| ф. "Водозабор на правом берегу р.Мзымта" ИК № 18 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ^^; Ктт=200/5 № 10699-09 №10722-09 № 10712-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204628 | Активная реактивная | |
| ф. "Водозабор на левом берегу р.Мзымта" ИК № 19 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10742-09 №10700-09 № 10736-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204624 | Активная реактивная | |
| ф. "Водозабор на р.Ачипсе (Лаура)" ИК № 20 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10780-09 №10744-09 № 10743-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204617 | Активная реактивная | |
| ф."Станция подвижной радиосвязи "Тетра" ИК № 21 | ТОЛ-СЭЩ-10 KT=0,5S; Ктт=200/5 № 10752-09 №10627-09 № 10761-09 | НАЛИ-СЭЩ-10 КТ=0,5; Ктн=10000/100 № 00233-09 | A1805RAL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204627 | Активная реактивная | |
| ТСН-1 ИК № 22 | TAR 3D КТ=0,5; Ктт=400/5; № 81813 № 81814 № 81815 | A1805RL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204523 | Активная реактивная | ||
| ТСН-2 ИК № 23 | TAR 3D КТ=0,5; Ктт=400/5; № 81816 № 81817 № 81818 | A1805RL- P4GB-DW-4 KT=0,5S/1 № 01204525 | Активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Хоз. нужды ИК № 24 | TAR 3D КТ=0,5; Ктт=400/5; № 33998 № 33995 № 34006 | A1805RL- P4GB-DW-4 КТ=0,5Б/1 № 01204524 | RTU325L- E2-M-B8- IN-D № 005315 | Активная реактивная | |
| КЛ-110 кВ "Краснополянская ГЭС" ОРУ-110 кВ, ГЩУ, КЛ-110 кВ W4G ПС ЛАУРА ИК № 25 | ТАТ KT=0,2S; Ктт=600/5; № 10041482 № 10041483 № 10041481 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2; Ктн=110000/^3 /100/^3 I с.ш.: № 2043 № 2035 № 2016; II с.ш.: № 1203 № 2081 № 2086 | A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0.2S/0.5; №01208298 | Активная реактивная |
Общий вид основных составных частей АИИС КУКЭ ПС 110 кВ «Лаура»
Программное обеспечение
В составе информационно-вычислительного комплекса используется программный продукт «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.
Программное обеспечение АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» состоит из следующих уровней:
- уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (Al
phaPlus W 2.1)»);
- уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325T (ОС «QNX 4»);
- уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа
ЦЕНТР» - АС_РЕ_40, прикладное ПО).
Основными компонентами структурной схемы программного обеспечения АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» являются:
- «Альфа ЦЕНТР» - выполняет основные функции: автоматический параллельный опрос до сорока счетчиков серии «АЛЬФА А1800» и УСПД с использованием различных типов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде, защита данных от несанкционированного доступа;
- «Альфа ЦЕНТР Коммуникатор» - используется для описания в базе данных схем сбора данных со счетчиков электроэнергии и(или) УСПД, для ручного ( тестового) опроса устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных Альфа ЦЕНТР;
- «Альфа ЦЕНТР Диагностика» - предназначен для автоматического мониторинга
работы ПО «Альфа ЦЕНТР РЕ»;
- «Альфа ЦЕНТР Утилиты» - используется для создания резервных копий базы данных программы «Альфа ЦЕНТР», для просмотра служебной информации о HASP-ключе, состоянии базы данных, состоянии сервера и т.д;
- «Metercat (Alphalus W 2.1)» - предназначен для программирования и считывания
информации об энергопотреблении со счетчиков электроэнергии «АЛЬФА А1800»;
- «Альфа ЦЕНТР Laptop» - предназначено для опроса счетчиков или УСПД с ис
пользованием переносного компьютера через оптопорт счетчика или мультиплексор для последующего импорта в центральную БД.
ПО АС_РЕ_40 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой версии с помощью программы Альфа Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр». Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие их правам и ролям.
И дентификационные данные ПО приведены в таблице 2
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор про граммного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver. exe | АС_РЕ_40 BD 4.05.01.05 | 6528 ID 17 39 83 94 80 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | ||||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | ||||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | ||||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1800 | encryptdll.dll | ||||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует ровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА»
| Наименование характеристики | Значение |
| Число измерительных каналов АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 22 |
| Абсолютная погрешность измерения календарного времени | ± 5, с |
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 1 - 4 | От 2,5 до 300, А |
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 7 | От 8 до 960, А |
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 8, 17 | От 3 до 360, А |
| Наименование характеристики | Значение | |||
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 9, 10, 12, 13, 16, 18 - 21 | От 2 до 240, А | |||
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 14, 15 | От 15 до 1800, А | |||
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 22, 23 | От 20 до 480, А | |||
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 25 | От 6 до 720, А | |||
| Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 24 | От 10 до 240, А | |||
| Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 1 -4, 25 | От 99000/\3 до 121000/Д В | |||
| Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 5 - 21 | От 9000 до 11000, В | |||
| Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 22 - 24 | От 342 до 418, В | |||
| Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № 1- 4. | От 90/03 до 110/Д В | |||
| Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК №7 - 10, 12 - 21 | От 90 до 110,В | |||
| Нагрузка ТТ для ИК № 1-4; при номинальной мощности вторичной нагрузки 20 ВА и cos ф2 = 0,8 | От 5 до 20, В А | |||
| Нагрузка ТТ для ИК №7 - 10, 12 - 24; при номинальной мощности вторичной нагрузки 10 ВА и cos ф2 = 0,8, | От 3,75 до 10, В А | |||
| Нагрузка ТН для ИК №1-4 при номинальной мощности вторичной нагрузки 50 ВА и cos ф2 = 0,8 | От 12,5 до 50, В А | |||
| Нагрузка ТН для ИК №7- 10, 12 - 21 при номинальной мощности вторичной нагрузки 200 ВА и cos ф2 = 0,8 | От 50 до 200, В А | |||
| Коэффициент мощности cos ф | От 0,5 до 1,0 | |||
| Swp (Spp) ИК № 1 - 3, 25 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,0 | - | - | - | |
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,8 | |
| ±0,5 | ±0,6 | ±0,7 | ±1,3 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| Swq (Spq) ИК № 1 - 3, 25 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±1,6 | ±2,2 | |||
| ±1,0 | ±1,3 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| Swp (Spp) ИК №1 - 3, 25 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,0 | ||||
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,8 | |
| ±0,5 | ±0,6 | ±0,7 | ±1,2 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 | |
| Swq (Spq) ИК № 1 - 3, 25 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±1,5 | ±2,1 | |||
| ±0,9 | ±1,3 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| Наименование характеристики | Значение | |||
| в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | ±0,7 | ±0,9 | ||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| Swp (Spp) ИК № 4 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,0 | ||||
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,8 | |
| ±0,6 | ±0,6 | ±0,7 | ±1,3 | |
| ±0,5 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| ±0,5 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| ±0,5 | ±0,5 | ±0,6 | ±1,0 | |
| Swq (Spq) ИК № 4 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±1,6 | ±2,2 | |||
| ±1,0 | ±1,3 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| Swp (Spp) ИК № 4 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,0 | ||||
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,8 | |
| ±0,5 | ±0,6 | ±0,7 | ±1,2 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,9 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,9 | |
| ±0,4 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,9 | |
| Swq (Spq) ИК №4 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±1,5 | ±2,1 | |||
| ±0,9 | ±1,3 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| ±0,7 | ±0,9 | |||
| Swp (Spp) ИК № 7-10, 12-21 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±2,1 | ||||
| ±1,9 | ±2,3 | ±2,8 | ±4,9 | |
| ±1,2 | ±1,5 | ±1,8 | ±3,2 | |
| ±1,0 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | |
| ±1,0 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | |
| ±1,0 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | |
| Swq (Spq) ИК № 7-10, 12-21 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±3,4 | ±5,1 | |||
| ±2,2 | ±3,1 | |||
| ±1,6 | ±2,2 | |||
| ±1,6 | ±2,2 | |||
| ±1,6 | ±2,2 | |||
| Наименование характеристики | Значение | |||
| Swp (Spp) ИК № 7-10, 12-21 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±2,1 | ||||
| ±1,9 | ±2,3 | ±2,7 | ±4,9 | |
| ±1,1 | ±1,4 | ±1,7 | ±3,1 | |
| ±1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,2 | |
| ±1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,2 | |
| ±1,0 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,2 | |
| Swq (Spq) ИК №7-10, 12-21 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,014ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,024ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±3,2 | ±4,9 | |||
| ±2,0 | ±2,9 | |||
| ±1,5 | ±2,1 | |||
| ±1,5 | ±2,0 | |||
| ±1,5 | ±2,0 | |||
| Swp (Spp) ИК № 22 - 24 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,8 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,4 | |
| ±1,1 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,8 | |
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,0 | |
| ±0,9 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,0 | |
| Swq (Spq) ИК № 22 -24 в рабочих условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±2,9 | ±4,6 | |||
| ±1,7 | ±2,5 | |||
| ±1,5 | ±1,9 | |||
| ±1,5 | ±1,9 | |||
| Swp (Spp) ИК № 22 - 24 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | cos ф | |||
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | |
| ±1,7 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,4 | |
| ±1,0 | ±1,2 | ±1,6 | ±2,7 | |
| ±0,8 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,9 | |
| ±0,8 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,9 | |
| Swq (Spq) ИК № 22 - 24 в нормальных условиях эксплуатации: в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,054ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,24ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,04ном в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,24ном | sin ф | |||
| 0,9 | 0,6 | |||
| ±2,8 | ±4,6 | |||
| ±1,6 | ±2,4 | |||
| ±1,3 | ±1,8 | |||
| ±1,3 | ±1,8 | |||
Примечания:
1. Swp (Spp) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
2. Swq (Spq) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети для ИК: напряжения - (0,99 - 1,01)^Uh; сила тока - (0,05 - 1,2) 4н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -
(50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5°С до + 30°С;
счетчиков - от +18°С до +25 °С; ИВК - от +15 °С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,9 - 1,1)-Uk1; сила первичного тока -
(0,01 - 1,2)Ин1 для ИК № 1 - 4, 7 - 10; 12 - 21; силы первичного тока - (0,05 - 1,2)^1н1 для ИК № 22 - 24; диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,9 ^ 1,1)^ин2; сила вторичного тока -
(0,05 - 1,2)Jii2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sino) - от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -(50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха - от +15 °С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ПС - 110 кВ «ЛАУРА» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» (основные технические средства, за-
действованные в системе) представлена в таблице 4. Таблица 4 - АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Лаура»
| Обозначение изделия (номер средств измерений по Госреестру) | Наименование изделия | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Составные части системы и изменения в комплектности | ||
| CTIG-110 (42469-09) | Измерительные трансформаторы тока | 12 |
| ТОЛ-СЭЩ-10 (32139-06) | 42 | |
| 1 | 2 | 3 |
| TAR 3D (32875-06) | 9 | |
| ТАТ (45806-10) | 3 | |
| VDGW2-110X (42563-09) | Измерительные трансформаторы напряжения | 4 |
| НАМИ-110 УХЛ1 (24218-08) | 6 | |
| НАЛИ-СЭЩ-10 (38394-08) | 2 | |
| «АЛЬФА А1800» (31857-06) - A1802RAL-P4GB-DW-4 | многофункциональные счетчики электроэнергии | 5 |
| «АЛЬФА А1800» (31857-06) -A18O5RAL-P4GB-DW-4 | 14 | |
| «АЛЬФА А1800» (31857-06) -A1805RL-P4GB-DW-4 | 3 | |
| ЛИМГ | колодки испытательные | 25 |
| РИ-3 | Разветвители интерфейсов | 24 |
| МР3021-Т-5А-3х4ВА | догрузочные резисторы для трансформаторов тока | 57 |
| МР3021-Н-57,7В-3х10ВА | догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения | 6 |
| RTU-325T-E2-M4-B8 (44626-10) | устройство сбора и передачи данных | 1 |
| ПМОФ 90-888888/II Д132У3 | пакетный переключатель | 2 |
| SIEMENS MC35i | GSM-терминал | 1 |
| Антей 905 | GSM антенна на магнитном основании с усилением 5 дБ | 1 |
| Switch Ethernet 24 port Cisco Catalyst 2960-24TT | сетевой коммутатор | 1 |
| на базе Gilant SkyEdge PRO | спутниковый терминал VSAT | 1 |
| Moxa NPort 5130 | преобразователь интерфейса 1-портовый асинхронный RS-422/485 в Ethernet | 2 |
| hakel DTR 2/6 | устройство для защиты от импульсных перенапряжений цифр. интерфейса RS-485 | 2 |
| AE1 | оптический преобразователь для связи счетчиков | 1 |
| HP dc5800 MT Core2Duo E8400,1GB DDR2 PC6400,160GB SATA 3.0 HDD,DVD+/-RW,kbd/mse opt,GigaLAN,DOS [KV517EA#ACB] | АРМ | 1 |
| - | клавиатура | 1 |
| - | мышка оптическая | |
| Pilot Pro | сетевой фильтр | |
| APC Smart-UPS SUA1000VA RMI 2U | источник бесперебойного питания | 1 |
| TFT HP LА2205wg | монитор для АРМ | 1 |
| HP 610 T5870/1Gb/160/DVDRW/15.6" HD BV/Wi-Fi/BT/Cam/DOS HP NX549EA | инженерный пульт на базе ноутбука | 1 |
| А4 HP LaserJet P2030 | принтер лазерный | 1 |
| USB/RS-232, USB-Serial | конвертор, адаптер | 1 |
| НКУ МЕТРОНИКА МС-225 | шкаф УССВ | 1 |
| ЩАП-12-31-УХЛ4 | шкаф АВР навесной дополнительного питания счетчиков 395x310x220 мм | 1 |
| Rittal.DK 7920.740 | шкаф учета, на базе Rittal TS 8 800x2000x600 мм | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Rittal.DK 7920.740 | шкаф УСПД, на базе Rittal TS 8 800x2000x600 мм | 1 |
| Rittal,TS 8614.680 | секционная монтажная панель для TS Rittal (700x500) | 1 |
| ПО АРМ АИИС КУЭ с лицензией на 40 счетчиков AC PE 40 | программное обеспечение | 1 |
| ПО для ручного сбора информации АС L Laptop | 1 | |
| ПО для параметрирования счетчиков Meter Cat W 2.1 | 1 | |
| Системное ПО Windows XP Pro SP2 Russian | 1 | |
| Программное обеспечение Office 2007 Win32 Russian CD | 1 | |
| Запасные части, инструмент, приспособления и средства измерения (ЗИП) | ||
| A18O2RAL-P4GB-DW-4 | Счётчик электрической энергии и мощности серии «АЛЬФА А1800» | 1 |
| Изделия с ограниченным ресурсом | ||
| hager MCN3O2 | автоматический выключатель | 4 |
| hager MBN202 | 4 | |
| hager MBN206 | 2 | |
| Chinfa DRA 18-12 | блок питания | 1 |
| TRACOPOWER TSP 180-124 | 1 | |
| TRACOPOWER TSP-BCM24 | модуль контроллера батареи | 1 |
| TRACOPOWER TSP-BAT24-034 | батарея резервного питания | 1 |
| Pilot Pro | сетевой фильтр 220 В | 1 |
| Эксплуатационная документация | ||
| БЕКВ.422231.043.ИЗ | Руководство пользователя на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.ИЭ | Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.ПФ | Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.В1 | Перечень входных сигналов и данных на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.В2 | Перечень выходных сигналов (документов) на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.И4 | Инструкция по формированию и ведению базы данных на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.МИ | Методика измерений на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» | 1 |
| БЕКВ.422231.043.МП | Методика поверки | 1 |
Поверка
осуществляется по методике поверки БЕКВ.422231.043 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в мае месяце 2011г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T - в соответствии с документом «Методика поверки. Устройство сбора и передачи данных RTU-325T b RTU-325H.» ДИЯМ.466215.005 МП., утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010г.
Сведения о методах измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура», Методика измерений количества электрической энергии, БЕКВ.422231.043.МИ.
Нормативные документы
ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Об
щие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии пере
менного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».
БЕКВ.422231.043.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)ПС-110 кВ «Лаура».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.