Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) (выполняющий функции ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ES-Энергия», блок коррекции времени ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка элек-
троэнергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам интернет-провайдера или каналам сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени ЭНКС-2. Время УСПД «ES-Энергия» скорректировано со временем ЭНКС-2, по сигналам системы глобального позиционирования GPS, сличение каждые 30 с, корректировка осуществляется при расхождении времени ±0,5 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется один раз в сутки и корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков Альфа А1800 с временем УСПД один раз в 30 минут. Корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени 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 филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС используется ПО «ES-Энергия» в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО АИИС КУЭ функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ES-АСД | Meter# | 2.5.1.0 | AE7E9045DB6974F D0D571467CFC9E70 D | MD5 |
| ES-Учет | ES-Account | 5.5.11 | d927b7cf02e409574f 3ece6c88d71098 | MD5 |
| ES-Дозор | ES-Patrol | 1.1.5 | 25159a9b3bd5f42c33 32c81ad452286c | MD5 |
| ES-Администратор | ES-Admin | 1.3 | f08b2ade40669027dd 489c27b2643d96 | MD5 |
| ES-Backup | ES-Backup | 2.1.8 | 0a85a84ddf6aec1d0d cb3a3f2dc7ac12 | MD5 |
| ES-TimeSync | ES-TimeSync | 1.2.1 | 6f05f0af92169ff1d70 28ed25e21d1de eec558e09ee0b8a244 e131442afd651b | MD5 |
Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия», включающие в себя программное обеспечение «ES-Энергия», внесены в Госреестр №22466-08.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «В» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-6» Ки-
ришская ГРЭС и их основные метрологические характеристики.
| Номера точек измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ВЛБ-70 (QX7D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф. А № 093273 ф.В № 093279 ф.С № 093287 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 295 ф.В №10/093 291 ф.С №10/093 290 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226887 | "ES-Энергия" Зав.№ 33/ НМА-01683 66 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 2 | BT-7D (QB7D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093283 ф.В № 093288 ф.С № 093286 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226890 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 3 | ВЛ-TOI (Q2TO1) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093278 ф.В № 093282 ф.С № 093277 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 295 ф.В №10/093 291 ф.С №10/093 290 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226896 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 4 | ВЛБ-90 (QX9D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093285 ф.В № 093272 ф.С № 093270 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 295 ф.В №10/093 291 ф.С №10/093 290 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226891 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | BT-9D (QB9D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093275 ф.В № 093276 ф.С № 093274 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226894 | | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 6 | ВЛБ-IOD (QX10D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093289 ф.В № 093271 ф.С № 093269 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 295 ф.В №10/093 291 ф.С №10/093 290 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226889 | "ES-Энергия" Зав.№ 33/ НМА-01683 66 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 7 | BT-1OD (QB10D) | SAS 362 У1 Кл.т. 0,2 2000/1 ф.А № 093281 ф.В № 093280 ф.С № 093284 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226895 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,4 ± 2,2 |
| 8 | Г енератор Г N61 | ТШЛ-20 Кл.т. 0,2s 12000/5 ф.А №148 ф.В №149 ф.С №150 | ЗНОЛ.06-20У3 Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №4214/4162 ф.В №4099/4450 ф.С №4350/4658 | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01228213 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 9 | Г енератор Г N62 | JKQ 870C Кл.т. 0,2s 12000/1 ф.А №2009. 4786.01/1 ф.В №2009. 4786.01/2 ф.С №2009. 4786.01/3 | TJC-6G Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №1VLT 5209020732(02) ф.В №1VLT 5209020733(02) ф.С №1VLT5 209020734(02) | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226888 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 10 | Г енератор Г N63 | JKQ 870C Кл.т. 0,2s 12000/1 ф.А №2009. 4786.02/1 ф.В №2009. 4786.02/2 ф.С №2009. 4786.02/3 | TJC-6G Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №1VLT5 209020744(02) ф.В №1VLT 5209020745(02) ф.С №1VLT 5209020746(02) | A18O2RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226893 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | Трансформатор 61МКС01 | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2s 400/5 ф.А №22133 ф.В №22134 ф.С №22135 | ЗНОЛ.06-20У3 Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №4214/4162 ф.В №4099/4450 ф.С №4350/4658 | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226902 | ES-Энергия" Зав.№ 33/ НМА-01683 66 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,2 ± 4,7 |
| 12 | Трансформатор 62МКС01 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5s 1500/5 ф.А №15267 ф.В №15274 ф.С №51844 | НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 ф.А №01349-09 ф.В №01348-09 ф.С №01341-09 | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226901 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 13 | Трансформатор 63МКС01 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5s 1500/5 ф.А №15272 ф.В №15257 ф.С №15275 | НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 ф.А №01352-09 ф.В №01351-09 ф.С №01350-09 | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226897 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 14 | Трансформатор 63MBJ01 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5s 1500/5 ф.А №51796 ф.В №51799 ф.С №51795 | НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 ф.А №01391-09 ф.В №01392-09 ф.С №01393-09 | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226899 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 15 | Трансформатор 60BCT01 | ТВИМ-1 Кл.т. 0,2s 100/1 ф.А №160817 /1-3 ф.В №160817 /1-1 ф.С №160817 /1-2 | SVS 362 У1 Кл.т. 0,2 330000/100 ф.А №10/093 295 ф.В №10/093 291 ф.С №10/093 290 ф.А №10/093 294 ф.В №10/093 293 ф.С №10/093 292 | A1802RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №01226886 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 16 | Трансформатор 61BBT01 | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2s 1000/5 ф.А №22130 ф.В №22131 ф.С №22132 | ЗНОЛ.06-20У3 Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №4214/4162 ф.В №4099/4450 ф.С №4350/4658 | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01228212 | ES-Энергия" Зав.№ 33/ НМА-01683 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,2 ± 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 17 | Трансформатор 62BBT01 (СН) | ТВИМ-1 Кл.т. 0,2s 600/5 ф.А №160819/ 1-1 ф.В №160819/ 1-3 ф.С №160819/ 1-5 | TJC-6G Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №1VLT 5209020732(02) ф.В №1VLT 5209020733(02) ф.С №1VLT 5209020734(02) | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226903 | 66 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,2 ± 4,7 |
| 18 | Трансформатор 63BBT01 (СН) | ТВИМ-1 Кл.т. 0,2s 1500/5 ф.А №160818/ 1-1 ф.В №160818/ 1-3 ф.С №160818/ 1-5 | TJC-6G Кл.т. 0,2 20000/100 ф.А №1VLT 5209020744(02) ф.В №1VLT 5209020745(02) ф.С №1VLT 5209020746(02) | A1805RALQ -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01226898 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,2 ± 4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 15 °С до + 35 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;.
- для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 0 °С до + 40 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 Ihom, cos<p = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, ТУ 4228-011-29056091-11.
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 2. Замена оформляется актом в установленном на филиале ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ
ника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество |
| Трансформатор тока SAS 362 У1 | 21 шт. |
| Трансформатор тока ТШЛ-20 | 3 шт. |
| Трансформатор тока JKQ 870C | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТВ-ЭК | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТОЛ-10-1 | 9 шт. |
| Трансформатор тока ТВИМ | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения TJC-6G | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-20 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения SVS 362 У1 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 18 шт. |
| Блок коррекции времени ЭНКС-2 | 1 шт. |
| Сервер баз данных | 1 шт. |
| УСПД «ES-Энергия» | 1 шт. |
| ПО «ES-Энергия» | 1 шт. |
| АРМ оператора | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 48119-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки».
• УСПД «ES-Энергия» - «Система учета и контроля электроэнергии автоматизированная «ES-Энергия».
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС.
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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ТУ 4228-011-29056091-11 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Технические условия.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета филиала ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
