Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО "Ванадий"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола Приказ 416 п. 01 от 14.06.201210 от 05.11.09 п.25
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36762
Примечание 14.06.2012 внесены изменения в описание типа: изменения проведены в чати сокращения количества измерительных каналов с 26-ти до 19-ти и исключения из описания типа измерительных каналов 20, 21,22,23,24, 25 и 26
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S, 0,5 и 0,2S по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) классов точности 1,0 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и Альфа А1800 класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии, 1,0 и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (19 точек измерений).

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000 М». Приемник GPS входящий в состав УСПД. Технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы опроса, хранилище данных и сервер баз данных АИИС КУЭ, аппаратуру приема-передачи данных и оборудование локальной вычислительной сети, устройство синхронизации системного времени на основе GPS-приемника. Серверы и хранилище данных выполнены в промышленном исполнении и установлены в специализированном шкафу для обеспечения механической защиты с возможностью пломбирования.

В точках измерений №№ 1 - 9 АИИС КУЭ представляет, собой трехуровневую систему, в точках измерений №№ 10 - 19 двухуровневую систему, включающую в себя уровень ИК и ИВК.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- 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 хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИ-ИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Первичные линейные 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 3 и 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

В точках измерений №№ 1 - 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM\GPRS модемов PGC-01 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

В точках измерений №№ 10 - 19 цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM\GPRS модемы PGC-01 поступает на входы ИВК, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе приемников GPS-сигналов точного времени. Функционирование системы единого времени осуществляется в автоматическом режиме.

Приемник GPS входит в состав УСПД объектов АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий», также GPS-приемники установлены на серверах АИИС КУЭ (Trimble Acutime).

Синхронизация серверов АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» происходит непрерывно от устройств синхронизации времени Trimble Acutime, погрешность синхронизации не более 50 нс.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник, входящего в состав УСПД. GPS-приемник считывает единое астрономическое время по Гринвичу. В УСПД используется программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с.

Для ИК №№ 1 - 9 УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 3 мин., при расхождении времени счетчиков с временем сервера более 2 с выполняется корректировка, с одновременной записью проведенной коррекции времени, в журнале событий.

Для ИК №№ 10 - 19 сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 3 мин., при расхождении времени счетчиков с временем сервера более 2 с. выполняется корректировка, с одновременной записью проведенной коррекции времени, в журнале событий.

Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПК «Энергосфера»

Сервер опроса

PSO.exe

Версия модуля 6.4.57.1683

A121F27F261FF8798132D8 2DCF761310

MD5

ПО ИВК не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК

Номер точки измерения

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

9

1

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-1

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020940 Зав. № 09-020941 Зав. № 09-020942

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078615

ЭКОМ-3000 Зав. № 09092692

Активная

Реактивная

± 1,4

± 3,0

± 2,0

± 3,4

2

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-2

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020943 Зав. № 09-020944 Зав. № 09-020945

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078580

3

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-3

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020946 Зав. № 09-020947 Зав. № 09-020948

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078496

4

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-4

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020949 Зав. № 09-020950 Зав. № 09-020951

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078538

5

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-5

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020952 Зав. № 09-020953 Зав. № 09-020954

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078566

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-6

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020955 Зав. № 09-020956 Зав. № 09-020957

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078587

ЭКОМ-3000 Зав. № 09092692

Активная

Реактивная

± 1,4

± 3,0

± 2,0

± 3,4

7

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-9

GSR 550/420 600/1 КТ 0,2S Зав. № 09-020958 Зав. № 09-020959 Зав. № 09-020960

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078289

8

ПС 220/110 кВ "Качканар" ВЛ110 кВ ГОК-10

GSR 550/420 600/1

КТ 0,2S Зав. № 09-020961

Зав. № 09-020962

Зав. № 09-020963

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078282

9

ПС 220/110 кВ "Качканар" ОМВ-110 кВ

ТФЗМ-110 600/5 КТ 0,5

Зав. № 704

Зав. № 728

Зав. № 736

НКФ-110 110000/100

КТ 1,0 Зав. № 752010 Зав. № 751993 Зав. № 5603 Зав. № 5610 Зав. № 1107218 Зав. № 751990

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0108078275

Активная

Реактивная

± 1,5

± 3,6

± 3,2

± 4,9

10

ПС 110/6 кВ "ПС-3" РУ-6 кВ яч.

24

ТПОЛ-10 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 1929 Зав. № 1273 Зав. № 2853

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 1201

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,5S/1,0

Зав. № 0107081337

---

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,7

± 6,4

11

ПС 110/6 кВ "ПС-3" ТСН-1 0,4 кВ

ТОП-0,66 75/5 КТ 0,5 Зав. № 9039748 Зав. № 9079747 Зав. № 9039746

-

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1,0

Зав. № 0108078524

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,4

± 3,6

± 6,3

12

ПС 110/6 кВ "ПС-3" РУ-6 кВ яч.

4

ТПОЛ-10 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 2850 Зав. № 2851 Зав. № 1925

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 19

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1,0

Зав. № 0107081059

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,7

± 6,4

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ПС 110/6 кВ "ПС-3" ТСН-2 0,4 кВ

ТОП-0,66 75/5 КТ 0,5 Зав. № 9039744 Зав. № 9039743 Зав. № 9039745

-

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,5S/1,0

Зав. № 0103070323

---

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,4

± 3,6

± 6,3

14

ПС 110/6 кВ "ПС-9" РУ-6 кВ яч.

10

ТПЛ-10-М 150/5 КТ 0,5 Зав. № 5778 Зав. № 1284 Зав. № 1285

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 1085

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1

Зав. № 0107080170

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,7

± 6,4

15

ПС 110/6 кВ "ПС-9" РУ-6 кВ яч.

14

ТПЛ-10-М 150/5 КТ 0,5 Зав. № 5775 Зав. № 1430 Зав. № 1447

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 1625

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1

Зав. № 0107081248

16

ПС 110/6 кВ «№ 10», ЗРУ-6 кВ; ф.20

ТПЛ-10-М 400/5 КТ 0,5 Зав. № 440 Зав. № 1189 Зав. № 1191

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 1725

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1

Зав. № 0107081696

17

ТП-1022, 6/0,4 кВ Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 600/5 КТ 0,5 Зав. № 9021660 Зав. № 9021653 Зав. № 9021651

--

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,5S/1,0

Зав. № 0111081081

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,4

± 3,6

± 6,3

18

ПС 110/6 кВ "ПС-1" РУ-6 кВ; яч.10 ввод 1 6 кВ

ТЛП-10-3 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 14051 Зав. № 14011 Зав. № 13995

НАМИ-10 6000/100

КТ 0,5

Зав. № 1511

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0

Зав. № 01199705

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

19

ПС 110/6 кВ "ПС-1" РУ-6 кВ; яч. 1 ввод 2 6 кВ

ТЛП-10-3 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 14008 Зав. № 13963 Зав. № 14018

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,5

Зав. № 1228

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0

Зав. № 01199706

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) UH0M; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,02 + 1,2) 1ном для ИК № 1—8, для остальных ИК ток (0,05 + 1,2) 1ном; 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;

- допускаемая температура окружающей среды:

для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С;

для счетчиков от минус 25 до плюс 30 °С;

для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;

сервера от 15 до 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана:

- для cos9 = 0,8 инд.

- температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 35 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

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 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч.;

электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч., среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч.;

УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности (в) не более 24 ч.;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;

- выключение и включение УСПД.

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, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин. (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин. (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; сохранение данных при отключении питания - не менее 10 лет;

электросчетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение данных при отключении питания - не менее 30 лет;

УСПД ЭКОМ-3000 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - не менее 100 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощад-ки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в июле 2009 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;

УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99 «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки».

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Сведения о методах измерений

Методы измерений с помощью АИИС КУЭ указаны в эксплуатационной документа-

ции.

Нормативные документы

- ГОСТ 22261-94 «Средства измерения электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

- ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

- МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации».

- МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя ».

- ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки».

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

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

- ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

- ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

- Техническая документация фирмы ООО «Р.В.С.», г. Москва.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание