Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ») предназначена для измерений и коммерческого учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии и мощности.
Область применения: на объектах ОАО «ПО ЭХЗ» и граничащие с ней по цепям электроснабжения энергосистемы, промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие) предприятия.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой информационно-измерительную систему, в состав которой входят следующие уровни:
Первый уровень выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав первого уровня входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень выполняет функцию консолидации информации по группе точек измерений. В состав второго уровня входит УСПД RTU-325, устройство синхронизации системного времени, каналы сбора данных со счётчиков, коммуникационная аппаратура.
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на базе ИВК «Альфа ЦЕНТР». В состав ИВК входят: сервер сбора данных, автоматизированное рабочее место (АРМ) и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерения, диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их в ОАО «Атомэнергосбыт», с последующей передачей данных в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярского РДУ, филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Сибири, ОАО «Красноярскэнергосбыт».
Также уровень ИВК АИИС КУЭ производит прием данных об измерении 30-минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии (в виде XML - файла) от уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Сибири по 8-ми измерительным каналам, расположенным на ПС 500 кВ «Камала-1», для передачи их в ОАО «Атомэнергосбыт», и в дальнейшем в ОАО «АТС» и смежным субъектам оптового рынка.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) энергии за 30-ти минутные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и от-
прплилспис л ивидсгильству J'ty Лист № 2
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
дачу энергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, в ИВК может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos<p) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0, . Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. Подключение счётчиков к ИВКЭ (УСПД RTU-325) осуществляется по оптоволоконной сети связи через преобразователи интерфейсов RS-485/BOJIC. Дальше данные от ИВКЭ (УСПД RTU-325), через локальную сеть связи стандарта Ethernet ОАО «ПО ЭХЗ», передаются на уровень ИВК (сервер БД). Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных ИВК.
Для передачи данных от счетчиков, расположенных на дальних объектах (ТНС-9 и «малые точки»), на уровень ИВКЭ используются сотовый канал связи (GSM900/1800). Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети стандарта Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы и имеет нормированную точность. От УССВ по интерфейсу RS-485 синхронизируются внутренние часы УСПД (с точностью ±1 с), от УСПД - внутренние часы сервера БД (уровня ИВК) и счетчиков. Коррекция времени счетчиков производится автоматически при каждом сеансе связи, при рассогласовании с временем УСПД более чем на ±2 с.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения: приращений активной и реактивной электрической энергии, календарного времени < и интервалов времени (с коррекцией хода часов компонентов системы). Также система выполняет непрерывный автоматизированный сбор результатов измерений и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и ИВК соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе Notebook с последующей передачей данных на верхний уровень.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 50 суток;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3 лет;
Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточные клеммники токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» являются
л. X.^zxxwxvzxxxwxxxxv' -1Х VOX1^J,V 1VJ1£>V1DJ J’It! ЛИСТ J№ 3
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Технические характеристики
Таблица 1
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава измерительных каналов. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220 ± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °C - трансформаторов тока и напряжения, °C | -30 + 35 -40 + 55 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к TH, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110/л/з; 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,005; 0,03; 0,2; 0,3; 0,4; 1,5 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100; 100/д/З |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | И |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 2:
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %
| Номера каналов | Значение cos ср | ±8 ]%[ | ±8 5%1 l5%5J<l20% | ±8 20%1 12о%^К1юо% | ±3 юо%1 1100%^!—1120% |
| П | эеделы допускаемой погрешности при измерении активной электроэнергии |
| 1-7 | 1 | не норм. | ±2,0 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,8 (инд.) | не норм. | ±3,0 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,5 (инд.) | не норм. | ±5,6 | ±3,2 | ±2,5 |
| 8-11 | 1 | не норм. | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,8 (инд.) | не норм. | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,5 (инд.) | не норм. | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой погрешности при измерении реактивной электроэнергии. |
| Номера каналов | Значение cos cp/sin Ф | ±8 5%1 | ±8 5%1 | ±8 20%1 120%^1<1100% | ±8 юо%1 1100%—1—1120% |
приложение к свидетельству J№__________ лист jvj -t
об утверждении типа средств измерений_____Всего листов 11
| 1-7 | 0,8/0,6 | не норм. | ±5,1 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,5/0,87 | не норм. | ±3,4 | ±2,2 | ±2,0 |
| 8-11 | 0,8/0,6 | не норм. | ±4,6 | ±2,6 | ±2,0 |
| 0,5/0,87 | не норм. | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 |
Примечание:
- погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5 нормируется только для тока в диапазоне 5-120% от номинального значения;
- в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизированных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ».
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
/ \2
ККе-100% k ^РТср ,
8р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;
8Э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при измерении электроэнергии, в процентах;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт-ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
<5 =——--100%, где
ркорр-
ср
Л/ - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
_ ------------------x x„J J J1ИСТ J№ J
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» поставки приведена в таблице 3, 4 и 5.
Таблица 3
Измерительные каналы (ИК), трансформаторы тока (ТТ), напряжения (TH), счетчики, входящие в состав ОАО «ПО ЭХЗ» (ИК №№ 1-11).
| Канал измерений | Средство измерений | |
| Измерительный канал № | Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта | Вид СИ, обозначение, тип, № Госреестра | Заводской №, метрологические характеристики, стандарт (ТУ) | Наименование измеряемой величины |
| 1 | ПС-22 ВЛ С-104 | ТТ Трансформатор тока ТФЗМ-110 № ГР 2793-88 | №№ 5569; 5125;2405 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НКФ-110 № ГР 26452-04 | №№ 932870; 788593; 788623 КТ 0,5 ноооо Уз ™~ 100-л/з | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198436 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 2 | ПС-243 ВЛ С-105 | ТТ Трансформатор тока ТФЗМ-110 № ГР 2793-88 | №№2661; 2672; 2636 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НКФ-110 № ГР 26452-04 | №№ 932858; 932853;932855 (№№ 932867, 932881,932870) КТ 0,5 110000 л/з тн~ юо-Тз | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198444 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
Лист № 6
, лх СЛЪиГВу J№
об
типа
измерении
| 3 | ПС-22 ВЛ С-106 | ТТ Трансформатор тока ТФЗМ-110 № ГР 2793-88 | №№2651; 5795; 5610 КТ 0,5 Ктт = 1500/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НКФ-110 № ГР 26452-04 | №№788613; 788590; 788586 КТ 0,5 110000 л/з тн~ 100. л/з | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198437 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 4 | ПС-23 яч.48 Ввод 1 ТНС-9 | ТТ Трансформатор тока ТПЛ-10 № ГР 22192-07 | №№ 28475; -; 30055 КТ 0,5 Ктт = 400/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-6 № ГР 2611-70 | №45171 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198440 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии,календарное время, интервалы времени |
| 5 | ПС-23 яч.19 Ввод 2 ТНС-9 | ТТ Трансформатор тока ТВЛ-10 №ГР 1856-63 | №№ 1924; -; 1927 КТ 0,5 Ктт = 300/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-6 № ГР 2611-70 | № 45057 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198445 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии,календарное время, интервалы времени |
~J • — ЛИСТ /
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
| 6 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.7 Ввод 1 ФНС-4 | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10 № ГР 7069-02 | №№ 2689; 2395 КТ 0,5 Ктт = 200/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НАМИТ-6 № ГР 16687-02 | № 22797 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198446 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 7 | ПС-1 РУ-6 кВ яч.38 Ввод 2 ФНС-4 | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10 № ГР 7069-02 | №№ 2714; -; 2383 КТ 0,5 Ктт = 200/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения НАМИТ-6 № ГР 16687-02 | № 22779 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198442 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 8 | ТНС-9 яч.9 | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1 №ГР 15128-07 | №№ 8905; 8282; 8280 КТ 0,5 Ктт = 5/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 № ГР 3344-08 | №№ 3913; 3839; 3918 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198438 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
об утверждении типа средств измерений_______________ Всего листов 11
| 9 | ТНС-9яч.1О | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1 №ГР 15128-07 | №№ 8906; 8281; 8302 КТ 0,5 Ктт = 5/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 № ГР 3344-08 | №№ 3988; 3942; 3941 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198439 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 10 | ТНС-9яч.11 | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10-I-l №ГР 15128-07 | №№ 8303; 8528; 8525 КТ 0,5 Ктт = 30/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 № ГР 3344-08 | №№3913; 3839; 3918 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198441 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
об утверждении типа средств измерений
Всего листов 11
| 11 | ТНС-9яч.12 | ТТ Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1 №ГР 15128-07 | №№ 8529; 8527; 8526 КТ 0,5 Ктт = 30/5 | Переменный ток |
| TH трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 № ГР 3344-08 | №№ 3988; 3942; 3941 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик A1802RAL-P4GB-DW-4 № ГР 31857-06 | №01198435 КТ 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=6 А | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
Таблица 4
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» | Номер в Госреестре средств измерений |
| 1 | 2 | 3 |
| Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746: ТФЗМ-110; ТПЛ-10; ТВЛ-10; ТОЛ-Ю; ТОЛ-Ю-1-1 | Согласно схеме объекта учета | 2793-88; 22192-07; 1856-63; 7069-02; 15128-07 |
| Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983 НКФ-110; НТМИ-6; НАМИТ-63; НОЛ.06-6 | Согласно схеме объекта учета | 26452-04; 2611-70; 16687-02; 3344-08 |
| Альфа А1800 | По количеству точек учета | № 31857-06 |
| RTU-325 | 1 шт. №005005 | № 37288-08 |
| ИВК «Альфа-Центр» | 1 шт. № | №20481-00 |
. приложение к свидетельству №__________ Лист К0 10
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» |
| Сервер HP DL360G6 Е5530 | 1 шт. |
| ПО Microsoft Windows | 1 шт. |
| ПО Альфа ЦЕНТР Многопользовательская версия | 1 шт. |
| Преобразователь интерфейса RS-485/BOJIC ADAM 4542+ | 9 шт. |
| Преобразователь интерфейса BOJIC/Ethemet ADAM 6521S-AE | 1 шт. |
| GSM - модем (для подключения к УСПД по RS-232) TELEOFIS RX100-R | 1 шт. |
| GSM - модем (для подключения к серверу по USB) TELEOFIS RX201 | 1 шт. |
| GSM - модем (для подключения к счетчикам, RS-422) TELEOFIS RX112 | 3 шт. |
| Блок питания для ADAM 4542+/ 652IS | 6 шт. |
| Блок питания для ADAM 4542+ | 2 шт. |
| ИБП АРС Smart-UPS 1500 VA USB\Serial RM 2U 230V | 2 шт. |
| Формуляр на систему | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2010 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки 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» в 19 мая 2006 г.
- средства поверки RTU-325, в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Национальный стандарт Российской федерации «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
xAjJxuivmvxillV iv VUIX^Vl VJ1DV1DJ J ЛИСТ J№ 1 1
об утверждении типа средств измерений Всего листов 11
технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
