Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ "Белый Раст" в части присоединений энергопринимающих устройств ООО "Вертикаль" и ООО "Риверсайд"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее

-    ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА, класса точности 0,2S и 0,5S в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее

-    ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325L обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

Третий уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

-    сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из ЦЕНТР сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

Лист № 2 Всего листов 13

(Метроскоп) - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому интерфейсу RS-485.

ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу телефонной линии связи.

В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчики электрической энергии.

Лист № 3 Всего листов 13

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 2 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-^HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-^HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра_

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики

u>

u>

LtJ

О

о

и

%

сг>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

яч.411, 10 кВ

яч.308, 10 кВ

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

^    я

io*    Н

^    W II

о\    о 0

on    £ Я

^    я

^    нн Н

^    II

о!    ^ Я

iо*

ю

00

о

ю

i?    ^    «

N)    т    Н

£    п    п

0    -Р*-    о

•^    °    “(Л

1    О

о    ^    сл

40    ^

W

н

II

о

'л

сл

о

о

ю

ю 00

5

W

н

II

JO

on

on

■

40

^1

On

On

I

40

^1

о

о

сл

сл

о

40

OJ

^    О

^    2 w

о    ^ д о

^    м II Р

'    о

2    ^

U)

>

>

>

>

td

td

И

td

О

О

о

О

М

>

0 ф

1

TI

td

О

сл

И

сл

к»

О

О

т

И

сл

к»

О

О

т

И

сл

к»

О

о

т

и

т

к»

о

О

т

И

т

к»

О

о

т

И

т

к>

О

О

нн

СЛ

ю

о-

О

нн

СЛ

Ю

О-

О

нн

СЛ

ю

о-

О

нн

СЛ

ю

о-

а

сг>

ю

о-

S

сл

ю

о-

LtJ

О

U>

LtJ

00

^1

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

LtJ

LtJ

О

40

00

On

00

LtJ

О

40

00

^1

LtJ

О

40

00

On

^1

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

On

LtJ

О

LtJ

LtJ

00

^1

On

О

LtJ

О

LtJ

LtJ

00

^1

40

LtJ

О

40

00

^1

Ю

LtJ

О

40

00

^1

о

LtJ

о

40

00

On

40

-р*.

LtJ

On

00

40

LtJ

On

On

40

8000

8000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Активная

00

Реактивная

Js>

40

V

ю

td

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

и

S

о

н

($

чУ1

“о

\h>

ю

ю

о

и

%

сг>

X

X

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

яч.606, 10 кВ

яч.508, 10 кВ

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

о

^ О Ю* О

ю Р

-2" nj

о ^ д

£ s 11 2 ?

iо*

ю

00

о

ю

i?    ^ «

N)    т Н

3£    п п

о    а о ю

|    о

о    <: сл

чо    ^

^ нн    Н

н- Я    II

о!л    О

On II    ю

On Д    сл

vb ^    О

<1    “( л

^ нн Н

^ II

я

On II ^ On Д СЛ

чЬ ^ ^

Vi

«

н

II

о

'Л

сл

о

о

ю

ю 00

£ s

W

н

II

JO

w

« н

о \

\Q Lf\

OJ

OJ

>

>

>

>

И

Ю

Ю

Ю

О

О

о

О

М

>

0 ю ф р

1

TI

-р*.

Ю

М

>

0

£

1

TI

-р*.

ю

О

т

И

т

к>

О

о

т

И

т

к>

О

о

сл

И

т

к>

О

о

т

и

т

к»

о

о

т

И

т

к>

О

О

т

И

т

к»

О

О

нн

СЛ

ю

о-

О

нн

СЛ

ю

о-

S

сл

ю

о-

О

нн

СЛ

ю

о-

О

нн

СЛ

ю

о-

О

нн

СЛ

ю

о-

LtJ

О

OJ

OJ

00

^1

ON

^1

OJ

о

LtJ

OJ

00

^1

On

On

LtJ

О

OJ

LtJ

00

^1

On

LtJ

О

VO

00

^1

Ov

OJ

О

VO

00

^1

^1

OJ

о

VO

00

^1

OJ

LtJ

о

OJ

OJ

00

^1

^1

OJ

OJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

^1

ю

OJ

о

OJ

LtJ

00

^1

^1

LtJ

о

VO

00

On

OJ

о

VO

00

On

On

LtJ

о

VO

00

ON

-р*.

-р*.

OJ

On

On

о

о

ю

LtJ

12000

6000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

00

JN)

V

Js)

\h>

VO

ю

td

о

<т>

*1

о

и й

о s

н 2 о н а ^

, , I©*

U) сл

js>

JVO

чУ1

"о

Ъо

LtJ

LtJ

LtJ

о

и

%

cr>

X

X

CD

H

P2

o\

и

X

с

E

to

яч.306, 10 кВ

яч.608, 10 кВ

ю

Счетчик

Счетчик

TH

TT

ТН

ТТ

о

^    о

\o*    o

Ю    P

oo    S?

о    ^ д

£    s 11

2    ?

^ W

to ^ H

£ 11 II

i? to 00

о

to

^    M    H

^    II

On    ||    to

On    Д И

чЬ    ^    О

<1    1 /,

^ м H

^ II

S^°

On II ^ On Д СЛ

чЬ ^ ^

Vi

W

н

II

р

'Л

сл

о

о

ю

to 00

£ s 2 ?

W

н

II

JO

w

W н

to

о to

О p СЛ

^ D?

о \

\Q Lf\

LtJ

LtJ

>

>

>

>

td

td

td

td

О

О

о

О

М

>

0 to р

1

-р*.

td

М

>

0 £

1

-р*.

td

О

т

И

т

to

О

о

т

И

т

to

О

о

сл

И

т

to

О

о

т

И

т

to

О

о

т

И

т

to

О

о

т

И

т

to

О

О

нн

СЛ

to

о-

О

нн

СЛ

to

о-

S

сл

to

о-

О

нн

СГ>

to

о-

О

нн

СЛ

to

о-

о

нн

сл

to

о-

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

^1

LtJ

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

^1

to

LtJ

О

LtJ

LtJ

00

^1

^1

LtJ

о

VO

00

^1

LtJ

о

VO

00

^1

00

LtJ

о

VO

00

^1

U>

О

LtJ

LtJ

00

^1

LtJ

о

LtJ

LtJ

00

^1

LtJ

О

LtJ

LtJ

00

^1

LtJ

LtJ

о

VO

о

00

VO

LtJ

о

VO

о

00

VO

о

LtJ

о

vo

о

oo

VO

-р*.

OJ

On

On

On

00

^1

20000

6000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

00

JS)

\h>

VO

td

о

<T>

*1

о

и й

о s

н 2 о н а ^

, , I©*

LtJ

"VO

JVO

“oo

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р-0,95, cosj-0,5 (sinj-0,87), токе ТТ, равном 2 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 30 °С.

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)IK; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ; УСПД - от 15 до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)Гн1; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosj-1) - 1,2)!н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30°С;

-    относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

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;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА- не менее 50000 ч; среднее время восстановления работоспособности 168 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;

Лист № 10 Всего листов 13

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.

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 журнале событий счетчика фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    выводы измерительных трансформаторов тока;

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. 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:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд» 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

Поверка

осуществляется по документу МП 61975-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и

ООО «Риверсайд». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 12 Всего листов 13

-    счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»;

-    УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

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

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «СВИК-15-18.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд»

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

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

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

4.    СВИК-15-18.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции подстанции 750/500/110 кВ «Белый Раст» в части присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Риверсайд».