Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Калмыцкая энергетическая компания» (далее по тексту -АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом») предназначается для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля за потреблением электроэнергии и мощности в ОАО «Калмыцкая энергетическая компания» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора: ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал регионального ОАО «СО-ЕЭС» ОДУ Северного Кавказа «Ростовского РДУ». Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» представляет собой двухуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень включает в себя шестнадцать (16) информационно-измерительных комплексов (ИИК) и выполняет функцию проведения измерений.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
В состав ИИК входят:
- счетчики электрической энергии;
- измерительные трансформаторы тока и напряжения; вторичные измерительные цепи.
В состав ИВК входят:
- технические средства приёма-передачи данных;
- сервер сбора данных (ССД);
- технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и
разграничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
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);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
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).
Принцип действия:
Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.
Для получения информации со счетчиков, сервер сбора данных (ИВК) формирует запрос на терминал типа P2S, терминал в свою очередь через GSM-модем перенаправляет запрос на счетчик с нужным адресом.
Счетчик в ответ пересылает данные через терминал и CON2 по информационным линиям связи на сервер сбора данных (ИВК), на котором установлено специализированное программное обеспечение SEP2W для сбора и учета данных. Далее по каналам связи (телефон, ЛВС), обеспечивается дальнейшая передача информации в ОАО «АТС», филиал регионального филиал регионального ОАО «СО-ЕЭС» ОДУ Северного Кавказа «Ростовского РДУ».
Взаимодействие между АИИС ОАО «КалмЭнергоКом», ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиалом регионального филиал регионального ОАО «СО-ЕЭС» ОДУ Северного Кавказа «Ростовского РДУ» осуществляется через сервер сбора данных по следующим каналам связи:
1. основной канал связи организован на базе выделенного канала сети «Интернет».
Основной канал связи обеспечивает, скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95;
2. резервный канал связи организован через модем. Резервный канал связи обеспечивает, скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек и коэффициент готовности не хуже 0,95.
Для обеспечения единства измерений в состав АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» входит система обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и имеет нормированные метрологические характеристики. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
Устройством приема сигналов точного времени служит GPS-приемник BR-355, подключенный к серверу сбора данных.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов ±5 с/сутки.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» приведен в таблице 1.
Таблица 1
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПС «Литейная» ОАО «Смоленскэнерго» |
| 1 | КЛ-10 кВ «1 микрорайон» Код точки 082050001313102 | тт | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=1000/5 Зав. № 64030 Зав. № 64050 Г осреестр№ 1856-63 | Ток первичный, li, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. №3675 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569518 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 2 | КЛ-10 кВ «3-4 микрорайон» Код точки 082050001313103 | тт | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Кп=1000/5 Зав. № 64045 Зав. № 64039 Г осреестр№ 1856-63 | Ток первичный, Ii, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3675 Г осреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34873535 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| Продолжение Таблицы 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 3 | КЛ-10 кВ «Складская зона» Код точки 082050001313104 | ТТ | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав. №33312 Зав. №75174 Г осреестр№ 1856-63 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3675 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569513 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 4 | КЛ-10 кВ «Детская больница» Код точки 082050001313105 | ТТ | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктг=600/5 Зав. № 6080 Зав. № 6081 Г осреестр№6009-77 | Ток первичный, I,, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3675 Госреестр№ 11094-87 | Напряжение первичное, U, В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34873912 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 5 | КЛ-10 кВ «Агроснаб-1» Код точки 082050001313204 | ТТ | ТВК-10 Кл.т. 0,5 Кп=600/5 Зав. № 35814 Зав. № 35805 Госреестр№8913-82 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3315 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, U, В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34873817 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 6 | КЛ-10 кВ «Агроснаб-2» Код точки 082050001313203 | ТТ | ТВК-10 Кл.т. 0,5 Ктт-600/5 Зав. № 35803 Зав. № 35823 Г осреестр№8913-82 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3315 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34873532 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 7 | КЛ-10 кВ Респ, больница» Код точки 082050001313205 | ТТ | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Кп=600/5 Зав. № 3095 Зав. № 3075 Г осреестр№6009-77 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3315 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34873717 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 8 | ВЛ-10 кВ «Северный» Код точки 082070002313101 | ТТ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктг=400/5 Зав. №7251 Зав. № 5107 Г осреестр№2473-00 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3697 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №32747715 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 9 | ВЛ-10 кВ «Южный» Код точки 082070002313102 | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кп=400/5 Зав. №7120 Зав. №7190 Госреестр№1276-59 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3697 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569463 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 10 | ВЛ-10 кВ «Солнечный» Код точки 082070002313103 | ТТ | ТПЛМ-10 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктг=400/5 Зав. № 25236 Зав. № 21916 Г осреестр№2363-68 1276-59 | Ток первичный, I,, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3697 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569517 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| Продолжение Таблицы 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 11 | ВЛ-10 кВ «Радиостанция» Код точки 082070002313104 | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Кп=200/5 Зав. № 2932 Зав. № 4804 Госреестр№ 1276-59 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3697 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569515 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 12 | ВЛ-10 кВ «Сев-Зап. Жил. Массив» Код точки 082070002313105 | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт-200/5 Зав. №7148 Зав. № б/н Г осреестр№ 1276-59 | Ток первичный, I;, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3697 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №32747581 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 13 | ЦРП-2 Код точки 082070007313201 | ТТ | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Кп= 1000/5 Зав. № 1286 Зав. № 1262 Г осреестр№ 1261-02 | Ток первичный, Г, А |
| TH | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №1111 Госреестр № 831-53 | Напряжение первичное, U, В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №32747718 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 14 | ЦРП-1 Код точки 082070007313101 | ТТ | ТКС-12 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 01708 Зав. №01718 Госреестр№ | Ток первичный, I,, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3637 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, U, В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34569511 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 15 | ВЛ-10 кВ «Поселок» Код точки 082080003213101 | тт | ТВК-10 Кл.т. 0,5 Кп=50/5 Зав. № 14183 Зав. № 14186 Г осреестр№8913-82 | Ток первичный, Ii, А |
| TH | НАМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Зав. №3465 Госреестр № 11094-87 | Напряжение первичное, U, В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,55/1,0 Зав. №32747835 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время Интервалы времени |
| 16 | Котельная Школа «Аршан» Код точки 082080009318101 | тт | Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=50/5 Зав. №082158 Зав. № 082635 Зав. №082610 Г осреестр№ 19956-02 | Ток первичный, Ii, А |
| TH | - | Напряжение первичное, Ui В |
| Счетчик | МТ-851 Кл.т.0,58/1,0 Зав. №34874495 Госреестр № 27724-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wc Календарное время Интервалы времени |
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» приведены в таблице 2.
Таблица 2______________________________________________________________
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом»
| Номер канала | coscp | $5 %, I5 %^ I изм< I 20 % | $20 %, I 20 %— 1 изм< I 100% | §1оо%, 1100%— 1изм< I 120% |
| 1 -15 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,6 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 16 ТТ-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,6 | ±4,5 | ±2,6 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
Продолжение таблицы 2_________________________________________________
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом»
| Номер канала | cosp/simp | 85 %, I5 I изм< I 20 % | $20 %, I 20 %- I изм< I 100% | 8]оо %, 1100%^ I изм< I 120% |
| 1 -15 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,8/0,6 | ±5,2 | ±3,1 | ±2,5 |
| 0,7/0,7 | ±4,4 | ±2,7 | ±2,3 |
| 0,6/0,8 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,2 |
| 0,5/0,9 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,1 |
| 16 ТТ-0,5; Сч-1,0 | 0,8/0,6 | ±5,2 | ±2,9 | ±2,3 |
| 0,7/0,7 | ±4,3 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,6/0,8 | ±3,8 | ±2,3 | ±2,1 |
| 0,5/0,9 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.);
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом»:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)*Uhom, ток (1 + 1,2) 1ном, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) XJ.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом»:
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)*Uhom, ток (0,05...1,2)*1ном;
• температура окружающей среды:
• для счетчиков электроэнергии МТ851 от 20 °C до 35°С;
• для P2S от 20 <С до 35 <С;
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена терминала связи на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «КалмЭнергоКом» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» измерительных компонентов:
• счетчиков электроэнергии МТ851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов;
• УСПД P2S-K33-00-V1.25- среднее время наработки на отказ не менее 2196237 часов;
• резервирование питания в АИИС КУЭ осуществляется при помощи источников бесперебойного питания (ИБП), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС КУЭ при скачкообразном изменении или пропадании напряжения.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 7 суток;
• для сервера Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час;
• для терминала (P2S) Тв < 24 ч
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• данные ТТ о средних значениях фазных токов за тридцать минут хранятся в долговременной памяти электросчетчиков и передаются в базу данных ИВК;
• данные TH обеспечены журналом автоматической регистрации событий:
• снижение напряжения по каждой из фаз А, В, С ниже уставок;
• исчезновение напряжения по всем фазам;
• восстановление напряжения;
• панели подключения к электрическим интерфейсам электросчетчиков защищены механическими пломбами;
• программа параметрирования электросчетчиков имеет пароль;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• пароль на счетчике;
• пароль на терминал связи.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• терминалах связи (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ОАО «КалмЭнергоКом» типографским способом.
Комплектность
Таблица 3
| Наименование | Обозначение (тип) | Количест во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 3 |
| ТОЛ-10 | 2 |
| ТВК-10 | 3 |
| ТЛМ-10 | 1 |
| ТИЛ-10 | 4 |
| ТПЛМ-10 | 1 |
| ТИОЛ-10 | 1 |
| Т-0,66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 15 |
| Терминал связи | P2S-V1.25 | 5 |
| Сервер сбора данных (ССД) | HP Proliant ML 350R | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик статический трехфазный переменного тока активной и реактивной энергии | МТ851 | 16 |
| GSM-Модем | Siemens MC-35i | 6 |
| Преобразователь интерфейсов CS/RS232 | CON 2 | 1 |
| GPS-приемник | BR-355 | 1 |
| Модем | Zyxel U-336E+ | 2 |
| Руководство по эксплуатации | 12.05.ЭНС-АУ-РЭ | 1 |
| Формуляр | 12.05.ЭНС-АУ-ФО-ПС | 1 |
| Абонентский терминал скоростной передачи данных | GSP-1620x1 | 1 |
| Методика проверки | МП-509 /446-2008 | 1 |
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АЛИС КУЭ) ОАО «КалмЭнергоКом» Методика поверки» МП-509/446-2008, утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2008 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ- по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик МТ851 - по документу ГОСТ 8.584-2004;
- Терминал связи P2S - по методике поверки МП 58-263-2003 «ГСИ. Система коммерческого учета энергопотребления автоматизированная типа SEP2 фирмы Iskraemeco (Словения). Методика поверки измерительных каналов»;
- Радиочасы «МИР РЧ-01».
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
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.
4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
7 . ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия
8 МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КалмЭнергоКом», зав. № 001 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
