Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама (далее - АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), выполняющего функции информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), и системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий ИК и ИВКЭ;
- контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИК;
- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
- передача в организации - участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников ОРЭ (1 раз в сутки);
- организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ (счетчик, УСПД ЭКОМ 3000, сервер АРМ ПС) производится с верхнего уровня центра сбора и обработки информации исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (далее - ЦСОД ИА ФСК ЕЭС), соподчиненному национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ±5 с;
- автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств ИК и ИВКЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2 и 0,5 и счетчики электрической энергии класса точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - ИВКЭ включает в себя:
- периферийные шкафы с асинхронными серверами NPort S8455I-SS-SC, блоки резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
шкаф АИИС КУЭ, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, асинхронные сервера NPort S8455I-SS-SC, блок бесперебойного питания, маршрутизирующее оборудование.
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. 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Обеспечение единого времени в АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама производится с верхнего уровня ЦСОД ИА ФСК ЕЭС.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама осуществляется ЦСОД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и верхнего уровня ЦСОД ИА ФСК ЕЭС на значение более ±2 с.
Таким образом, данная схема синхронизации обеспечивает синхронизацию времени устройств АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама обеспечивается с погрешностью не хуже ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама
| о, е S о Н | | Состав измерительного канала | |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | ИВК, СОЕВ | Вид электроэнергии |
| 1 | ВЛ 110 кВ Кама -РП Мостовое 1 | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 110 кВ Кама -РП Мостовое 2 | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | | активная реактивная |
| 3 | ВЛ 110кВ Кама -Сарапул - тяга I цепь | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | активная реактивная |
| 4 | ВЛ 110кВ Кама -Сарапул - тяга II цепь | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 5 | ВЛ 110 кВ Кама -Сарапул 1 | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 6 | ВЛ 110 кВ Кама -Сарапул 2 | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | | активная реактивная |
| 7 | ВЛ 110 кВ Кама -Сигаево 1 с отпайками | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | | активная реактивная |
| 8 | ВЛ 110 кВ Кама -Сигаево 2 с отпайками | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | активная реактивная |
| 9 | ВЛ 110 кВ Кама -Уральская | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 10 | ОМВ-110 кВ | ТФЗМ 110Б Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 | НКФ110-83У1 Коэф. тр. 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 11 | КЛ 10кВ фидер №1 | ТЛМ-10 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 12 | КЛ 10кВ фидер №5 | ТЛМ-10 Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10 Коэф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 13 | ТСН 3 ввод 0,4 кВ | ТШ-0,66 Коэф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5 | отсутсвует | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 14 | ВЛ-10 кВ фидер №10 ПС Сарапул, отп. на оп.2 на ТСН-3 (ТСН 3 10 кВ) | ТЛО-10 Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛП-ЭК-10 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Кл.т. 0,2 | ZMD Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
Технические характеристики
| Номер ИК | Диапазон силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений при доверительной вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, % |
| cos □ = 0,87 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 | cos □ = 0,87 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 |
| 1-12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 2,1 | 2,4 | 4,6 | 2,2 | 2,5 | 4,6 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 2,5 | 2,9 | 5,5 |
| 13 (ТТ 0,5; ТН нет; Сч 0,2S) | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,8 | 0,9 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,2 | 1,4 | 2,6 | 1,4 | 1,5 | 2,7 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,9 | 2,3 | 4,4 | 2,1 | 2,4 | 4,4 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 2,3 | 2,7 | 5,3 | 2,4 | 2,8 | 5,3 |
| 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,9 | 1,0 | 1,9 | 1,1 | 1,2 | 2,0 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,9 | 1,0 | 1,9 | 1,1 | 1,2 | 2,0 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,1 | 1,3 | 2,4 | 1,3 | 1,5 | 2,6 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,3 | 1,5 | 2,8 | 1,4 | 1,6 | 2,9 |
| 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 2,1 | 2,5 | 4,7 | 2,2 | 2,5 | 4,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений при доверительной вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, % |
| sin □ = 0,5 | sin □ = 0,6 | sin □ = 0,87 | sin □ = 0,5 | sin □ = 0,6 | sin □ = 0,87 |
| 1-12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | | 2,2 | 1,8 | 1,2 | 2,7 | 2,4 | 2,1 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 3,0 | 2,4 | 1,5 | 3,3 | 2,9 | 2,3 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,6 | 3,7 | 2,1 | 4,8 | 4,0 | 2,8 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 5,4 | 4,4 | 2,7 | 5,6 | 4,6 | 3,2 |
| 13 (ТТ 0,5; ТН нет; Сч 0,5) | Iн1<I1<1,2Iн1 | 1,8 | 1,5 | 0,9 | 2,4 | 2,1 | 2,0 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,7 | 2,2 | 1,3 | 3,1 | 2,7 | 2,2 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,4 | 3,5 | 2,0 | 4,6 | 3,8 | 2,7 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 5,3 | 4,2 | 2,6 | 5,5 | 4,5 | 3,1 |
| Номер ИК | Диапазон силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений при доверительной вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, % |
| sin □ = 0,5 | sin □ = 0,6 | sin □ = 0,87 | sin □ = 0,5 | sin □ = 0,6 | sin □ = 0,87 |
| 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | [^<^<1,21^ | 1,9 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 2,0 |
| 0,21н1<[1<[н1 | 1,9 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 2,0 |
| 0,11н1<[1<0,21н1 | 2,5 | 2,0 | 1,2 | 2,9 | 2,5 | 2,1 |
| 0,051н1<[1<0,11н1 | 2,8 | 2,3 | 1,6 | 3,2 | 2,8 | 2,4 |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 4,8 | 3,8 | 2,3 | 5,0 | 4,1 | 2,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала при доверительной вероятности Р=0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uном; диапазон силы тока (0,02(0,05) - 1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ищ; диапазон силы первичного тока (0,02 (0,05) - 1,2) [щ; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 0,87 (0,87 - 0,5); частота (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от 0 до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама измерительных компонентов:
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD (Госреестр №53319-13) - средняя наработка на отказ не менее Т = 220 000 ч;
- устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (Госреестр №17049-09) -средняя наработка на отказ Т = 75 000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
- предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
• отключение и включение питания;
• корректировка времени;
• удаленная и местная параметризация;
• включение и выключение режима тестирования.
- журнал ИВКЭ:
• дата начала регистрации измерений;
• перерывы электропитания;
• потери и восстановления связи со счётчиками;
• программные и аппаратные перезапуски;
• корректировки времени в каждом счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• привод разъединителя трансформаторов напряжения;
• корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
• клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
• промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
• испытательная коробка (специализированный клеммник);
• крышки клеммных отсеков счетчиков;
• крышки клеммного отсека УСПД.
- защита информации на программном уровне:
• установка двухуровневого пароля на счетчик;
• установка пароля на УСПД;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 суток;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений -не менее 35 суток;
- Сервер АРМ ПС - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений -не менее 4 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама
| Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б | 24811-03 | 30 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-00 | 4 |
| | ТШ-0,66 | 28649-05 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 1188-84 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 40014-08 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD | 53319-13 | 14 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
| Методика поверки | П2200475- АУВП.411711.ФСК.034.04М.МП | - | 1 |
| Паспорт-формуляр | П2200475- АУВП.411711.ФСК.034.04М.ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу П2200475-АУВП.411711.ФСК.034.04М.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
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 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков ZMD - по документу «Cчетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Руководство по монтажу и эксплуатации» (D000030110);
- устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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 -20 до + 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 количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Кама
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.
64735-16: Методика поверки П2200475-АУВП.411711.ФСК.034.04М.МПСкачать906.2 Кб