Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного 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 - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (зав. № 000620), устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
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 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.
Лист № 2
Всего листов 12
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Юга. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Юга информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на ±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа-Центр». 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 АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа-Центр» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v. 11.07. 01.01 | 7e87c28fdf5ef9 9142ad5734ee7 595a0 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | атгс.ехе | a38861c5f25e2 37e79110e1d5d 66f37e |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | e8e5af9e56eb7 d94da2f9dff64b 4e620 |
Продолжение Таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа-Центр» | драйвер работы с БД | cdbora2.dll | v. 11.07. 01.01 | 0ad7e99fa2672 4e65102e21575 0c655a | MD5 |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го уровня АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПС 330 кВ «Черкесск» |
| 1 | ВЛ-110 кВ Л-97 точка измерения №5 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=500/1 Зав. № 5876; 5883; 5884 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5195; 5221; 5459 Госреестр № 24218-08 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003260 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ-110 кВ Л-216 точка измерения №7 | ТФЗМ 110Б-П У1 класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Зав. № 11736; 11739; 11753 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5195; 5221; 5459 Госреестр № 24218-08 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003455 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 3 | ВЛ-110 кВ Л-217 точка измерения №8 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=500/1 Зав. № 5872; 5869; 5880 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5195; 5221; 5459 Госреестр № 24218-08 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003250 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 4 | ВЛ-110 кВ Л-218 точка измерения №9 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5S Ктт=500/1 Зав. № 5873; 5871; 5875 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1418; 1452; 1483 Госреестр № 24218-03 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003261 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ВЛ-110 кВ Л-221 точка измерения №10 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Зав. № 5878; 5874; 5867 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5195; 5221; 5459 Госреестр № 24218-08 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003253 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 6 | М-2 110 кВ точка измерения №11 | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Зав. № 5882; 5879; 5881 Госреестр № 36672-08 | НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 1418; 1452; 1483 Госреестр № 24218-03 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003345 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 7 | Ф-200 10 кВ точка измерения №14 | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=1500/5 Зав. № 4313; 4314; 4312 Госреестр № 25433-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000001 Госреестр № 16687-07 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003881 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 8 | Ф-204 10 кВ точка измерения №15 | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=100/5 Зав. № 4315; 4317 Госреестр № 25433-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000002 Госреестр № 16687-07 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003191 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 9 | Ф-205 10 кВ точка измерения №16 | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=400/5 Зав. № 4320; 4319 Госреестр № 25433-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000001 Госреестр № 16687-07 | А1R-4AL-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003723 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | Ф-207 10 кВ точка измерения №17 | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=150/5 Зав. № 7266; 7265 Госреестр № 25433-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000002 Госреестр № 16687-07 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003190 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 11 | Ф-208 10 кВ точка измерения №18 | ТЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 2341; 2350 Госреестр № 2473-69 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000002 Госреестр № 16687-07 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003192 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
| 12 | Ф-210 10 кВ точка измерения №19 | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=100/5 Зав. № 4316; 4318 Госреестр № 25433-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 0619110000002 Госреестр № 16687-07 | A1R-4AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01003197 Госреестр № 14555-95 | активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 3 - 6 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,7 | 2,1 | 2,5 | 1,8 | 2,2 | 2,5 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,05Ih1 < I1 < 0,21н1 | 0,9 | 1,3 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,6 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 1н1 < I1 < 1,2IH1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 2 | 0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 1,8 | 2,5 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,2IH1 < I1 < IH1 | 0,9 | 1,3 | 1,4 | 1,1 | 1,4 | 1,6 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 0,9 | 1,1 | 1,2 |
| 7 - 10, 12 | 0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05IH1 | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 1,9 | 2,3 | 2,6 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 |
| 0,2IH1 < I1 < Ih1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| IH1 < I1< 1,2IH1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| 11 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,8 | 2,5 | 2,8 | 1,9 | 2,5 | 2,9 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,2IH1 < I1 < IH1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 3 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,02IH1 < I1 < 0,05IH1 | 4,9 | 4,0 | 5,4 | 4,4 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2IH1 | 2,9 | 2,3 | 3,1 | 2,6 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 2,0 | 1,6 | 2,1 | 1,8 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 1,7 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | | |
| 2 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 5,4 | 4,3 | 5,5 | 4,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,8 | 2,2 | 2,9 | 2,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 1,7 |
| 7 - 10, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 5,1 | 4,1 | 5,5 | 4,5 |
| 0,05IK1 < I1 < 0,2Ik1 | 3,1 | 2,5 | 3,3 | 2,7 |
| 0,2IH1 < I1 < Ih1 | 2,2 | 1,8 | 2,4 | 2,0 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 2,2 | 1,8 | 2,3 | 1,9 |
| 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 | 5,5 | 4,4 | 5,6 | 4,5 |
| 0,2IH1 < I1 < IH1 | 3,0 | 2,4 | 3,1 | 2,5 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 2,2 | 1,8 | 2,3 | 1,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uh;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)UH1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии "АЛЬФА":
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)Ih2; коэффициент мощности cosф(sinф) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.
4 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Лист № 9
Всего листов 12 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
• в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
J параметрирования;
S пропадания напряжения;
S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
S счетчика;
S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
S пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформаторы тока ТГФМ-110 II* | 15 |
| Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-П У1 | 3 |
| Трансформаторы тока ТЛО-10 | 11 |
| Трансформаторы тока ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НАМИТ-10 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | 1 |
| Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА | 12 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51990-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск». Методика поверки", утвержденному в октябре 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
• 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/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения.Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
• Средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
• Счетчики "АЛЬФА" - по методике поверки с помощью установок МК6800,
МК6801 или образцового ваттметра-счётчика ЦЭ6802;
• УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-
325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки";
• 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск»
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. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Черкесск».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
