Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана "Абаканские электрические сети" с Изменениями № 1, № 2

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 43732, регистрационный № 47655-11, дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменеением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 51638, регистрационный № 4765513 и включает в себя описание измерительных каналов, приведенных в таблице 2.

АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают 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 52425-2005 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) на базе радиочасов МИР РЧ-01 и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются 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 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet -услуг по основному и резервному каналу связи.

Программное обеспечение АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» функционирует на нескольких уровнях:

•    программное обеспечение счетчика;

•    программное обеспечение УСПД;

•    программное обеспечение АРМ;

•    программное обеспечение сервера БД.

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. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД один раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на ± 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 используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

МИР Сервера Тревог

AlarmServer\AlarmCfg.dll

1.0.0.17

ac64a9d1b6d0bd7a

a5d63a172d2bdae5

md5

Сервер тревог

Al arm S erver\Al armSrv. exe

2.0.0.135

f77c90eac79a2cacd

8e5656167cc63a2

md5

Сервер авторизации

Auth S erver\AuthCnfg .dll

2.1.0.5

b0fc2c20b022ef19f

286ebd23f11188c

md5

Сервер авторизации

Auth S erver\Auth S erv. exe

2.0.0.2

1adfcc25983d8f7d

27281202788c2a58

md5

МИР Центр управления

C ontrolC enterAuth\starter.e xe

3.0.0.25

f6eaae95770b4349

20f5478c50e66db7

md5

Конфигуратор контрол-лерова МИР

ControllerCfgMir 014\Con trollerCfgMir.exe

1.0.2.33

35d83f7c37df5035

876a1c68e21d782c

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\Account. exe

1.0.2.55

78168613562b622

7d28c90335ad4cfd

9

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AppConf.dll

2.1.0.218

47a9440cc7024a0b

642603e8acf67431

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\APPSERV.DL

L

2.1.0.670

cd00abbb467afa2c

2cb9a19d2b16f01b

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AUT OUPD.EX E

2.1.0.91

30a5f29d4b899f48

eabdd76a7ea674c6

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\CalcPowers.exe

2.1.1.8

e2c2d830bc2e93e5

e8fc5c9593b89164

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\ENERGY ADM IN.EXE

1.1.3.39

5e3b414d8ba3ba93

795ec5c0f142cf07

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\ImpExpXML .dl l

2.1.0.116

42f0006ede04c3d9

df633b1ff0b3fe5d

md5

The cURL library

EnergyRes\libcurl_ex.dll

7.20.0.0

2bee3f358efb6dc64

c9688939d0810ae

md5

MirlmpExp

EnergyRes\MirImpExp.exe

2.4.5.6

9d6e32f0a01c2962 383e9a5d806ae3a4

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\Repl Svc.exe

2.1.0.100

9d3d9232247d0604

d278d0ba6a6d1950

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\Reports2. exe

2.10.0.587

d7546c15ffac1fcbc

0a5cd493f633379

md5

Borland Socket Server

EnergyRes\scktsrvr. exe

11.1.2902.10

492

aed35de2c9e8f84e5

9510c777d9355dd

md5

Служба сбора данных

EnergyRes\ServiceDataCap

ture.exe

1.0.2.11

2be9d9d942ad0c7c

801e268da6780c67

md5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

EnergyRes\SPECIFICNOR

M.DLL

1.0.0.109

6d88f8be081970bb

c18c6f8f282377a5

md5

SpecificNorm

EnergyRes\SpecificNorm.e

xe

1.1.2.11

451506f4cdc84024

f61d73fe3ba5efce

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\W atchDog.exe

2.1.0.28

e471f967897c123a

b424ddd1c517617a

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\W ebServ.exe

2.1.0.88

9cd1b88c5d22b713

af6acf6bb254c8f6

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSServer\GPSCnfg.dll

1.0.0.2

0db7f9859e3e4e6b

2362aae9a5106fe8

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\GPSS ervice. exe

1.0.0.2

b323e928abcc5ae1

ce623c158f22be7c

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\MonitorGPS. ex e

1.0.0.2

ae547ea3f11465a0

88e4a1ee079ff7cb

md5

OPC сервер "Омь"

0PCServerV30\MirDrv.dll

2.2.2.180

d54b64a1dd0f0242

152e7d79fa99e7c9

md5

Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии"

OPCServerV 3 0\Plugins\EC hannel.dll

2.0.0.0

82cb2bd92be53e4e

a6229a6b0584444f

md5

Библиотека

драйверов

"Счетчики

электриче

ские"

0PCServerV30\Plugins\Sc

hElectric.dll

4.1.3.1

a2d66d6a71fa575d

69fc5593a4d3a164

md5

Библиотека драйверов " Системный монитор"

OPCServerV 3 0\Plugins\Sy sEvent.dll

1.0.2.2

30397da31e4736dd

43172942d59f67b6

md5

ОРС сервер

OPCServerV 3 0\S erverOm3 .exe

3.1.0.28

e8b38b56979871f9

6572216af31bd384

md5

Конфигуратор УСПД

USPDConf\USPDConfEx.e

xe

4.0.5.195

b20d92b46e861b06

02ed283fa07b5ccb

md5

Конфигуратор УСПД

USPDConf\USPDConfEx_

Old.exe

4.0.0.179

8030b932f4323677

0f233b97e0af1c23

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.D

elphi.dll

12.0.3210.17

555

314eb92f881d9a9d

78e148bfaad3fad0

md5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обес-печения(контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V

cl.dll

12.0.3210.17

555

19fdf1ad36b0578f4

7f5e56b0ff3f1ff

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V

clDbRtl.dll

12.0.3210.17

555

14c5ee3910809a29

04e6dd189a757096

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V

clDSnap.dll

12.0.3210.17

555

74df685b9c43d246

7d24d9f4b5f5159e

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V

clRtl.dll

12.0.3210.17

555

Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Госреестр СИ РФ № 36357-07.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

ИКр

е

м

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Юго-Западная» 110/10 кВ

71

яч.17 РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 39042-11; Зав. № 39950-11; Зав. № 39110-11

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0588

EPQS122.21.18LL Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 541035

МИР УСПД-01 Зав. № 11134

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,4

±4,7

ПС «Калининская» 110/10 кВ

76

яч.27 РУ-10 кВ

ТПЛ-10с Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2409140000003;

Зав. № 2409140000001; Зав. № 2409140000002

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0840

EPQS122.21.12LL Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 417377

МИР УСПД-01 Зав. № 09118

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Юго-Западная» 110/10 кВ

77

яч.12 РУ-10 кВ

ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 08046; Зав. № 08035; Зав. № 04043

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0705

EPQS111.08.07LL Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 201581

МИР УСПД-01 Зав. № 11134

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,4

±4,7

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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) ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    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) ин1; диапазон

силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков электроэнергии EРQS от минус 40 °C до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик EРQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД ЫИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

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, параметрирова-

нии:

-    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; сохранение информации 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 не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменениями № 1, № 2 типографским способом.

Комплектность

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

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

Т ОЛ-СЭЩ-10-21

32139-11

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10с

29390-10

3

Трансформатор тока

ТЛК-10-5

42683-09

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-07

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

EРQS122.21.18LL

25971-06

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

EРQS122.21.12LL

25971-06

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

EРQS111.08.07LL

25971-06

1

Устройство сбора и передачи данных

МИР УСПД-01

27420-08

2

Программное обеспечение

ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт- Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 47655-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменениями № 1, № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

•    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

•    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСП. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

•    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

•    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

•    счетчиков EРQS - по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метрологии Литовской Республики;

•    УСПД МИР УСПД-01 - по документу «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 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;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ МП г.Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменениями № 1, № 2, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание